Naturgy obtuvo un beneficio neto de 530 millones de euros en el primer trimestre del año, un 4,7% más que en el mismo periodo de 2025, apoyada en “el buen comportamiento de los distintos negocios y en una gestión rigurosa operativa y financiera en un contexto geopolítico y financiero marcado por una gran inestabilidad derivada del conflicto en Oriente Medio”.

Las ventas de la compañía, primera gasista y tercera eléctrica del país, ascendieron a 5.101 millones entre enero y marzo, un descenso del 6,9% que compensó con la reducción de los costes de aprovisionamiento, lo que resultó en un mayor margen bruto y un resultado bruto de explotación (Ebitda) con crecimiento en los diferentes negocios, especialmente en las actividades liberalizadas.

El Ebitda de Naturgy creció un 6%, hasta 1.362 millones de euros. Las Redes lograron un crecimiento del Ebitda respaldado por una mayor remuneración regulada en Distribución eléctrica en España y actualizaciones de tarifa en los mercados latinoamericanos, parcialmente compensados por movimientos adversos de divisas.

Las actividades liberalizadas reportaron un crecimiento en Ebitda del 10,6%, impulsadas por Gestión de la energía, que se benefició de precios más altos tras el estallido del conflicto iraní a finales de febrero, y de una gestión proactiva del riesgo.

Por su parte, la Generación térmica en España también aportó crecimiento, apoyado por el aumento de producción de los ciclos combinados de gas en los mercados de servicios auxiliares.

Mientras, la Generación renovable se benefició de una mayor capacidad instalada en España, así como de una mayor producción hidráulica y eólica durante el trimestre y la comercialización en España ofreció resultados estables, con mejores márgenes de gas que compensaron los mayores costes por servicios auxiliares en electricidad. Asimismo, el impacto negativo por tipo de cambio ascendió a 38 millones en el periodo.

En Distribución de gas, México y Brasil se beneficiaron de revisiones de tarifa y de la recuperación de desvíos de años anteriores, respectivamente, mientras que España, Chile y Argentina registraron pequeñas caídas en comparación con hace un año. Mientras, la Distribución eléctrica mejoró en las tres geografías donde opera Naturgy (España, Panamá y Argentina).

La deuda neta al cierre del primer trimestre se situó en 12.151 millones, frente a los 12.317 millones a cierre de 2025, respaldada por una sólida generación de caja. La ratio anualizada de deuda neta sobre Ebitda de los últimos doce meses es de 2,2 veces, un nivel inferior al del sector, lo que según el grupo le proporciona una notable flexibilidad financiera y capacidad para acelerar su crecimiento.

La compañía continuó avanzando en su compromiso de reforzar la liquidez de sus acciones y el 'free float' supera el 32% tras los últimos movimientos accionariales, alcanzando un máximo histórico, con un volumen medio diario negociado en el primer trimestre de casi 4,4 millones de acciones, que multiplica por seis el registrado en el mismo periodo del año anterior.

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

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

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

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

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

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

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

El consejo de administración de Endesa ha acordado designar este martes al italiano Gianni Vittorio Armani, actualmente director de Enel Grids and Innovation, nuevo consejero delegado de la compañía en sustitución de José Bogas, que deja el cargo después de doce años.

En una comunicación remitida este martes a la Comisión Nacional del Mercado de Valores (CNMV), Endesa ha informado de la elección como nuevo consejero delegado de Armani, cuyo nombre ya sonaba como principal favorito en todas las quinielas para ocupar el puesto de Bogas desde hace semanas.

“Armani, en su nueva condición de consejero ejecutivo, ha cesado como miembro del Comité de Sostenibilidad y Gobierno Corporativo de Endesa”, indica la nota a la CNMV.

Bogas, que este martes ha participado en su última junta de accionistas de Endesa como primer ejecutivo de la compañía “orgulloso” de su labor en estos años, continuará en la eléctrica -propiedad en un 70% del grupo semipúblico italiano Enel- en calidad de consejero otro externo, no ejecutivo, con el objetivo de garantizar una transición ordenada y aprovechar su conocimiento y experiencia en la compañía, a la que lleva vinculado más de cuatro décadas.

Armani es licenciado en ingeniería eléctrica en Universidad La Sapienza de Roma y completó sus estudios de administración de empresas y gestión financiera con un MBA en el MIT de Boston. Su formación incluye experiencia en consultoría estratégica en McKinsey & Company y Telecom Italia.

Antes de incorporarse a Enel, entre 2021 y 2023, fue consejero delegado y director general de Iren, una de las principales multinacionales de servicios públicos italianas cotizadas, llevándola a alcanzar resultados económicos e industriales récord. Durante su mandato, Iren superó los 1.000 millones de euros de beneficio bruto operativo (ebitda), aceleró su plan de inversiones e inició un importante proceso de desarrollo en energías renovables.

Con anterioridad ocupó el cargo de director de Estrategia, Regulación y Desarrollo de Negocio en A2A, uno de los principales operadores integrados del sector de la energía y el medio ambiente en el sur de Europa, activo en la generación, distribución y comercialización de energía, así como en los servicios medioambientales y de infraestructuras.

Entre 2015 y 2018 fue presidente y consejero delegado de Anas, guiando un profundo proceso de transformación e integración de la sociedad en el Grupo Ferrovie dello Stato Italiane.

A lo largo de su carrera, Gianni Vittorio Armani ha desarrollado una sólida experiencia en los ámbitos de la gobernanza y la sostenibilidad. Actualmente es senior advisor ESG del fondo de inversión Azimut y ha sido consejero independiente de diversas sociedades que operan en los sectores de la energía y las infraestructuras.

Entre 2005 y 2015 trabajó en Terna, gestor de la red de transporte eléctrico italiana, desempeñando cargos ejecutivos de creciente responsabilidad hasta la posición de consejero delegado de Terna Rete Italia.

Junto con el nombramiento de Bogas como consejero externo, la Junta de Endesa ha aprobado el nombramiento de Angela Eliseo como consejera dominical, en sustitución de Francesca Gostinelli, que deja el cargo tras su nombramiento como consejera delegada de Enel Italia; y de Ana Muñoz Merino como consejera independiente en sustitución de Cristina de Parias, cuyo mandato expiraba este año. La Junta celebrada en la sede de Endesa en Madrid registró un quórum de participación del 85,998%.

El CEO saliente repasó sus tres mandatos, subrayando cómo Endesa, especialmente en los últimos 12 años, ha sido protagonista de la transición energética, acelerando la descarbonización, las renovables, la electrificación y la digitalización, hasta abandonar el carbón y consolidarse como líder eléctrico en España y Portugal.

En cuanto al contexto internacional, marcado por la guerra en Irán, Bogas puso de relieve la solidez del sistema eléctrico español: la elevada cuota de renovables y el parque nuclear han limitado el impacto sobre los precios. En 2026, el gas influyó únicamente en el 15% de las horas en el precio de la electricidad, confirmando a las renovables como el principal instrumento frente a la volatilidad de los mercados internacionales.

En cuanto a la evolución económico financiera de la compañía, Endesa destaca que en los ocho años comprendidos entre 2014 y 2022 el beneficio bruto de explotación pasó de 3.090 millones de euros a 5.320 millones de euros, mientras que el precio de la acción aumentó de 13,5 euros a 17,6 euros. En el último trienio, el beneficio bruto creció hasta alcanzar los 5.756 millones de euros y el valor del título se incrementó de 17,6 a 38,4 euros.

“Estos resultados nos permiten proponer a ustedes, los accionistas, la distribución de un dividendo un 22% superior a lo previsto, pasando de 1,3 a 1,58 euros por acción”, declaró Bogas.

El todavía consejero delegado de Endesa, José Bogas, ha descartado este martes que la cascada de expedientes informativos abiertos por la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia (CNMC) en las últimas semanas vaya a contribuir a “esclarecer las causas ni a determinar las responsabilidades” de lo ocurrido el día del apagón eléctrico, ya que analizan incidencias en el funcionamiento de las centrales de generación registradas en otras jornadas.

En el aniversario del histórico apagón del 28 de abril de 2025, y en su discurso ante la Junta General de accionista de la compañía, su última como primer ejecutivo de la eléctrica, Bogas indicó que estos procedimientos analizan y sancionarán incidencias en los dos años anteriores al día del histórico cero eléctrico, del que este mismo día se cumple un año, aunque no “evalúan la operativa” de esas instalaciones en la jornada de autos.

“Se trata, por tanto, de un ejercicio que puede resultar necesario desde el punto de vista regulatorio, pero que no contribuye a esclarecer las causas ni a determinar las responsabilidades de lo ocurrido ese día”, dijo.

De hecho, confirmó que, a pesar del rosario de expedientes que el regulador ha abierto a Endesa, junto a otras eléctricas o el propio operador del sistema, todas las centrales de generación de la eléctrica “operaron correctamente según lo previsto”.

Así, insistió en señalar al operador del sistema, Red Eléctrica de España (REE) como el único culpable del 'blackout'. “Se trató de un incidente cuya causa debe situarse en las deficiencias estructurales y de planificación, previsión y reacción del operador del sistema ante las elevadas oscilaciones de tensión del sistema eléctrico”, consideró.

A este respecto, estimó que, en esa situación de elevadas oscilaciones de tensiones, confluyeron diversos factores técnicos interrelacionados, “entre ellos, una programación insuficiente de generación síncrona para garantizar la estabilidad del sistema en determinadas zonas, especialmente en el suroeste peninsular, donde la potencia síncrona acoplada resultó claramente insuficiente para absorber y estabilizar las oscilaciones de tensión se estaban produciendo”.

“La generación renovable, que ese día era la más abundante del 'mix', no podía participar activamente en el control de la tensión porque el marco operativo vigente, responsabilidad de la CNMC y 'denunciado' reiteradamente por REE, no contemplaba todavía su plena integración en los servicios dinámicos de gestión de la tensión. A ello se sumó la particularidad del sistema español que, por petición del operador del sistema, opera con niveles de tensión más elevados que el resto de Europa, lo que incrementó la vulnerabilidad del sistema ante cualquier anomalía”, destacó.

Además, subrayó que esa misma mañana del apagón los equipos de Endesa ya trasladaron a Red Eléctrica esas variaciones de tensión de “gran amplitud”, superándose en múltiples ocasiones el umbral de 420 kV, que es el considerado normal en el resto de Europa.

No obstante, Bogas trasladó un “mensaje de tranquilidad” y consideró que “no es probable que un episodio” como el apagón “vuelva a repetirse”, ya que, desde entonces, el sistema opera con “una mayor presencia de tecnologías síncronas, lo que refuerza la estabilidad y la seguridad del suministro”.

Aún así, aseguró que el control de la tensión “seguirá siendo un reto” en un sistema con una creciente penetración de las renovables, para lo que señaló que es “imprescindible” que todas las tecnologías puedan contribuir activamente a la estabilidad del sistema, incluidas las tecnologías verdes.

Igualmente, pidió avanzar, para evitar episodios como el de hace un año, con “reglas claras, coordinación institucional y diálogo permanente entre regulador, operador del sistema, administraciones y empresas”. “Desde Endesa, siempre hemos defendido que la colaboración es la mejor herramienta para garantizar un sistema eléctrico seguro, robusto y preparado para el futuro”, añadió al respecto.

Despedida “orgulloso”

En su última junta como primer ejecutivo de Endesa, Bogas se ha mostrado “orgulloso de trabajar y liderar una de las principales eléctricas del país”. El directivo, que deja las labores ejecutivas de una compañía que ha pilotado durante más de una década -con tres mandatos- en un contexto marcado por la transición energética, el impulso de las renovables y la electrificación de la economía, reconoció que a lo largo de una carrera de 44 años “dedicados” a Endesa, “los cambios más profundos” los ha vivido en estos últimos 12 años.

Bogas, que seguirá como consejero de la compañía, reconoció que desde el primer momento al frente del grupo su empeño pasó por “hacer evolucionar a Endesa desde dentro para dejar atrás el carbón y consolidarse como una empresa líder en España y Portugal”.

“No ha sido un camino fácil, pero los resultados son evidentes”, dijo, añadiendo que, en la actualidad, la eléctrica es “una de las empresas líderes de la transición energética y avanza con determinación hacia un futuro cero emisiones sostenido por el desarrollo de la energía renovable”.

Bogas ha expresado su agradecimiento “a todos los trabajadores de Endesa, así como a ”las personas que en años pasados fueron “referentes clave” en su carrera -Rodolfo Martín Villa, Manuel Pizarro, Rafael Miranda-, o al actual presidente del grupo, Juan Sánchez-Calero, y al consejero delegado de Enel, Flavio Cattaneo. Deseó “el mayor de los éxitos al nuevo consejero delegado” de la eléctrica, que deberá ser nombrado en un consejo de administración posterior a la junta y cargo para el que suena como favorito Gianni Vittorio Armani, director de Enel Grids e Innovation y que es consejero de Endesa desde 2023.

“Estoy convencido de que sabrá guiar a la compañía hacia nuevas metas y alcanzará cotas aún más altas”, aseguró, añadiendo que continuará “apoyando” a la compañía, a la que considera su “casa”, como miembro del órgano rector.

Beatriz Corredor (Madrid, 1968), presidenta no ejecutiva de Red Eléctrica de España (REE) y su matriz, Redeia, recibe a elDiario.es en la sede de la compañía responsable de la operación del sistema eléctrico en el primer aniversario del histórico apagón del 28 de abril de 2025. Un año “larguísimo” en el que, afirma, sucesivos informes oficiales han “acreditado” que REE “no falló” y cumplió sus obligaciones mientras han quedado patentes los “incumplimientos” de las compañías eléctricas, cuyas sucesivas “hipótesis” para “tapar la realidad” han ido cayendo.

La exministra socialista de Vivienda apunta que “la primera ficha del dominó” que propició ese evento “inédito, imprevisible y multifactorial” fue “un comportamiento anormal” de una planta que provocó una “extraña” oscilación “muy grave” e inició la “reacción en cadena”. Corredor, que no niega que se trata de una fotovoltaica de Iberdrola, critica la propuesta de esa empresa (a la que no cita) de arrebatar el monopolio del transporte a REE, invita a las eléctricas “a que hagan público los datos que han ocultado” sobre el apagón. También cuestiona su nivel de inversión en redes de distribución.

En la entrevista, realizada el viernes y editada por su extensión, se despacha contra la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia (CNMC) por su lentitud en la aprobación de un procedimiento de control de tensión que REE le pidió actualizar en 2020. Tiene claro que “había un vacío legal” y cuestiona “las prisas” del organismo por anunciar un expediente sancionador a la compañía. “Lo que no te mata, te hace más fuerte”, dice, citando a Nietzsche.

Un año del peor apagón de la historia reciente en Europa. ¿Qué lecciones extraer? 

Que el sistema debe reforzarse con regulación que exija a todos los participantes que cumplan sus obligaciones. La tecnología y el sistema han cambiado muchísimo en muy poco tiempo y la regulación debe ir a la par. El informe europeo recoge recomendaciones muy en línea de lo que plantearon el operador y el regulador: fortalecer la capacidad del operador del sistema, otorgarle más funciones, confiar en su capacidad. Europa me traslada que lo ocurrido fue inédito, imprevisible y multifactorial. Un apagón basado en un problema de control de tensión permite tomar medidas en toda Europa, más ahora, con la coyuntura internacional, que demuestra que hace falta electrificar y desconectarse de los combustibles fósiles. Conforme se implemente la nueva regulación que se está poniendo en marcha desde el apagón, tendremos un sistema cada vez más seguro, siempre que todos los participantes cumplan.

La CNMC les ha abierto expediente sancionador por una posible infracción muy grave.

Está en un proceso de análisis, no ha dicho que haya terminado todos los expedientes que tiene que abrir. Estamos estudiando qué plantea. REE no falló y lo demostraremos. Parece que la CNMC valora la labor del operador del sistema desde el punto de vista legal como responsable de la seguridad del suministro. Es como si alguien a quien atracan, en lugar de denunciar el robo, denuncia a la Policía por no mantener la seguridad. O quien va a 150 km/h por una carretera secundaria, tiene un accidente y denuncia a la Guardia Civil por no pararle. En un sistema tan complejo, todos tienen obligaciones, no solo nosotros. La decisión de incoar los expedientes se tomó justo una semana antes de hacerse público el informe del panel de expertos europeo, formado por casi 50 miembros, la mayoría, de reguladores internacionales, también el español. La CNMC sabía el contenido de las investigaciones. No parece que tuviera en cuenta que ese informe descarta circunstancias que la propia CNMC considera posibles indicios. En ese acuerdo la CNMC dice que puede que los indicios que sugieren la posible infracción hayan sido descartados por investigaciones técnicas posteriores. Es muy sorprendente. No entiendo las prisas por sacar estos expedientes sancionadores ahora, y sobre todo, conociendo la fecha en que se iba a hacer público el informe.

¿Mantiene que no hubo incumplimientos de REE, antes, durante ni después?

Lo mantienen todos los informes.

El del Gobierno, no.

El Gobierno planteó una alternativa de posibilidades 43 días después. Una fue una posible falta de programación que descartaron los informes técnicos del operador del sistema, que no es de parte, es obligatorio, y el último informe, en el que han estado diez meses trabajando. Dice expresamente que no hay falta de programación y que las medidas para la seguridad de suministro fueron correctas. También que se han hecho simulaciones que acreditan que si se hubiera cumplido la obligación del resto de intervinientes, concretamente las generadoras con obligación de contribuir al control dinámico de tensión, la famosa absorción de reactiva, no se hubiera producido el apagón. Y que con más grupos acoplados sí, porque no fue un problema de falta de programación. 

A lo largo de este larguísimo año, después de la reposición del sistema, lo siguiente que se hizo, y muy rápido, fue recopilar toda la información disponible y ponerla a disposición de las autoridades. Lo hicimos el 1 de mayo, muy poco después. Y dijimos que el problema que se intuía era de control de tensión. Otras empresas, otros ámbitos, plantearon hipótesis sucesivas que han ido descartando los informes técnicos: exceso de renovables, falta de inercia, falta de reservas a subir o a bajar, sobretensiones. Sucesivos informes, del Gobierno, CNMC, panel de expertos, por supuesto, el operador del sistema, de los que se ha hecho eco la Agencia Internacional de la Energía, dicen que fue una secuencia de circunstancias que llevaron al colapso del sistema, pero se inició por un hecho concreto: la primera ficha del dominó fue un comportamiento anormal de una planta de generación que provocó una oscilación, una arritmia que el sistema no tiene herramientas para amortiguar comparada con las arritmias normales, las famosas oscilaciones inter área. Esta oscilación, un fenómeno muy grave en un sistema eléctrico, duró cuatro minutos y 40 segundos. En el sistema eléctrico las medidas van en periodos de 20 milisegundos. Es una eternidad. Se tomaron medidas para amortiguarla y evitar que se hiciera más grave. Todos los informes dicen que esas medidas devolvieron el sistema a sus parámetros oficiales, pero en un escenario diferente, que se agravó. Es como si en la Fórmula 1 se pone a llover: tienes que hacer algo, no puedes seguir con neumáticos de suelo seco.

Cuando cuentas con medidas de seguridad basadas en normativa técnica, en la física y la electrotecnia, esas normas implican que todo el mundo cumple. En una oscilación extraña se desconectan plantas, se suma otra oscilación y se siguen desconectando plantas, y se producen desconexiones de generación en los rangos de tensión que tienen obligación por normativa técnica de soportar, y se comprueba que todas las obligaciones de absorción de reactiva se incumplen. Una concatenación de eventos que en ningún caso tienen que ver con la programación del día anterior. El sistema se opera en tiempo real y eso marca las decisiones del operador. Todas las decisiones se han analizado al más riguroso detalle y se han declarado conforme a los protocolos para los operadores españoles, portugués, francés. Es incontestable. Se ha puesto de manifiesto en los informes. Querer tapar la realidad a través de hipótesis variadas que se han ido cambiando sobre la marcha conforme se iban descartando con informes técnicos me produce tristeza, indignación y estupefacción. Los hechos son tozudos. Si en lugar de hechos hablamos de hipótesis, estamos en otra dimensión.

Esa planta fotovoltaica pertenece a…

No he dicho que sea fotovoltaica.

Es una planta fotovoltaica y se le dedican muchas páginas en el informe europeo. Pertenece a Iberdrola. No sabemos qué falló ahí. ¿Ustedes lo saben? 

El informe de los expertos reitera que se solicitó información a algunas empresas españolas de generación y no se les facilitó. Señala que la oscilación forzada de 0,6 Hz se inició a las 12.03. Procede de una planta fotovoltaica en la provincia de Badajoz. Lo dice el informe y lo han constatado todas las mediciones técnicas. Es indubitado y por eso la primera ficha del dominó es esa oscilación. Esa información no se ha puesto a disposición de las autoridades que han instruido los diferentes procedimientos porque no ha querido el propietario de esa planta y otras muchas. Se nos exigió a nosotros, al Gobierno y a la CNMC, que las plantas en las que se habían hecho mediciones se anonimizaran. Se negaron a que la información de cada empresa se hiciera pública. De 67 empresas, que se dice pronto, somos los únicos que autorizamos que nuestros datos sean públicos y se sepa que son nuestros. Datos contrastados por dispositivos desplegados en toda la red europea. Después de diez meses de análisis, la conclusión es que ese hecho motivó que se iniciara todo el proceso de reacción en cadena. Anteriormente están las variaciones de tensión, que las hay, igual que a una persona le toman la tensión y las pulsaciones y no las tiene igual cada minuto. Otra cosa es que esta tensión se salga de los rangos que se consideran normales, que no ocurrió hasta las desconexiones masivas ya al final del episodio. Está acreditado que se produjeron desconexiones con tensiones dentro del rango, incluso dentro del rango que las propias eléctricas entienden que debe ser lo óptimo. Se desconectaron por debajo de 420 kV, cuando en España el límite es 435 kV desde 1998, no es una novedad. Que con una cantidad de incumplimientos tan claros se siga hablando de hipótesis es sorprendente. 

¿Han vuelto a detectar oscilaciones como esa?

El operador ha tomado medidas adicionales desde el 28 de abril, porque ya no tenemos la certeza de que las obligaciones se cumplan. Habrá que preguntar a los propietarios de las plantas qué incentivos tenían para no cumplir. El informe del panel señala la regulación como una causa, al no establecer penalización por incumplimiento ni lo que más les importa a las empresas de generación, una retribución por cumplir ese servicio. Antes del nuevo procedimiento de operación, el famoso 7.4, no tenían una adecuada coerción. Está acreditado. Todo lo que ocurrió antes del incidente, de las 12.03, lo ha analizado el panel de expertos tramo por tramo porque han recibido información nuestra y de las generadoras y distribuidoras. Han recibido información espontánea, que ni siquiera les habían pedido. La han analizado y han descartado que nada de lo ocurrido en las horas y días anteriores tenga nada que ver. Han concluido que no tiene relevancia porque se tomaron las medidas protocolizadas para que en cada momento el sistema opere como debe. No es discrecional. Está normativizado. Es el sistema más regulado. Hay procedimientos de operación muy técnicos para cada circunstancia que soy incapaz de entender, porque son cuestiones de electrotecnia, física y electrónica de potencia. Pretender que lo que ocurra tres meses o tres días antes puede tener alguna influencia... No es así, sobre todo cuando tienes acreditado que no han cumplido su obligación. Invito a las empresas a que hagan públicos los datos que han ocultado, que permitan saber cuáles son las plantas y permitan un estudio técnico, si es que siguen teniendo los datos un año después. Cuando haces públicos unos datos y los entregas a las autoridades, haces un ejercicio de transparencia total. Si después de un año los sigues guardando, no sé en qué estado estarán. No lo sé porque no los han facilitado. Mientras no lo hagan, no podrán acreditar las afirmaciones de que todo funciona correctamente.

Iberdrola y Endesa han cuestionado la imparcialidad de ese informe europeo, que regula un reglamento de la UE. ¿Podían o debían haberse inhibido en esa investigación?

Es un panel de expertos, no de ENTSO-E [Red Europea de Gestores de Redes de Transporte de Electricidad], y pone especial acento en su independencia. De los 50 miembros, tres son de ENTSO-E. Sobre todo son reguladores internacionales, miembros de TSO. La presidencia, de dos TSOs, no tiene nada que ver con España. Expresamente dice el panel de expertos que en determinados grupos de trabajo, decisiones y análisis, se ha excluido a los TSO afectados. La CNMC ha sido parte. Y la asociación de reguladores internacionales. Es imposible que una persona, de 49, que obviamente debe aportar datos y muestra públicamente su origen, haya podido mover la conclusión del panel. Sí consideran objetivos informes de parte pagados por determinadas empresas para que certifiquen cuestiones que no se apoyan en datos reales. Que el informe del panel de expertos no les ha gustado nada lo demuestra algo obvio, visto con retrospectiva. Era público que el panel iba a hacer una rueda de prensa sobre el informe el 20 de marzo. Independientemente de que la CNMC sacara su informe el 19 de marzo por la tarde. Ese miércoles, creo que era el 18, recibí una nueva convocatoria para volver al Senado el 25 de marzo. El lunes de esa semana sabemos que se han filtrado una serie de supuestos audios en el Senado. El martes está en la prensa. Y el miércoles me hace esperar la comisión media hora porque supuestamente están estudiando los audios. Para que no se hable del panel de expertos, la mejor forma es facilitar a la Comisión del Senado unos audios que supuestamente tienen guardados hace un año. Precisamente el día que me convocan. Dos días después del panel de expertos. Tengo suficiente edad para no creer en tanta casualidad.

La presidenta de la CNMC niega que hubiera un vacío legal en el control de tensión. ¿Lo comparte?

Pero es que había un vacío legal. El operador del sistema tiene entre sus funciones proponer medidas que considere necesarias. El procedimiento de Operación 7.4 es del año 2000. Estaba previsto para una configuración del sistema de generación que no tiene nada que ver con el actual, que ha cambiado de forma radical. En 2020, el operador le dice a la CNMC: tenemos que hacer lo que hacen nuestros vecinos portugueses, que permiten que las renovables, tan relevantes o más que en España, puedan participar en el control de tensión. Que no solo tengan una consigna fija, sino que puedan seguir lo que pasa. Porque la tensión, como los latidos del corazón, tiene una frecuencia que no es estable, varía con la circunstancia del sistema. Y es muy bueno que las renovables puedan hacer ese control dinámico al que están obligadas desde el año 2000 las plantas convencionales: térmicas, nuclear, ciclo combinado y hidroeléctrica. La CNMC, desde 2020 hasta junio de 2025, tiene ese procedimiento en diferentes momentos de tramitación, a pesar de la urgencia con que el operador del sistema manifestó esa necesidad. Los tiempos de la Administración son largos pero los del sistema eléctrico no. Si las renovables no están obligadas a aportar control dinámico de tensión, no lo hacen. Y si las empresas de generación tradicional están obligadas y no lo cumplen porque no tienen una penalización...

Lo que no se nos puede pedir es tener un ingeniero en cada planta de España. Ni en cada carretera comarcal puede haber un guardia civil. La norma es para todos. Hay redes, como la distribución o los famosos árboles de Navidad de las redes de evacuación de las renovables, cuya gestión, control y ajuste corresponde a los distribuidores y a sus propietarios. Nosotros hay parte que vemos y parte que no. Y si no lo vemos, los responsables son los que dice la ley. 

Con ese procedimiento en vigor, ¿no habríamos tenido apagón?

El procedimiento está destinado a una de las primeras medidas que se le toman a este sistema, la tensión. Hay otras. Evidentemente, el sistema es muy complejo y tiene que cumplirse todo, pero todos los informes técnicos acreditan que si se hubieran cumplido las órdenes, consignas y obligaciones de absorción de reactiva que tenían las plantas, no se hubiera producido. Con mayor programación de plantas convencionales sí, en las condiciones de las 12:32:33 de ese día. Está demostrado. Todo el mundo tenía que cumplir. Habría que preguntar a los propietarios de las plantas qué incentivos tienen para no cumplir cuando tienen una obligación legal. Está acreditado cuánta reactiva falta por absorber. Lo hemos demostrado nosotros y el panel con datos, insisto, de 49 expertos. Parece que algunas empresas españolas no han facilitado esa información, aunque se ha pedido por tres veces. El presidente del board de ENTSO-E, Damián Cortinas, dijo que había tenido que escribir al Gobierno de España y nos escribieron a nosotros para que intentáramos ayudar a conseguir los datos que no nos estaban dando las empresas españolas. ¿Donde están esos datos?

El nuevo 7.4 se anuncia semanas después del apagón, pero no entró en vigor hasta marzo de este año.

El problema es que en lo que se refiere a las renovables, requiere una petición del propietario y la homologación va al ritmo que deciden. También es verdad que el procedimiento de operación debería haberse puesto antes. Habrá que preguntarle a la CNMC por qué salió un mes después del apagón. No creo que hiciera ningún ajuste técnico después de un mes. Estaría preparado antes, digo yo. Evidentemente las plantas renovables que se pueden acoger tienen un plazo de adaptación y homologación y aquí se homologa cuando lo piden. La pregunta es cuántos megavatios de generación renovable han pedido la homologación porque han acreditado que cumplen los requisitos técnicos. ¿Cuántos lo harán? ¿Cuántos lo han pedido y por qué no lo han pedido en su caso?

Ese servicio ya se ha empezado a prestar.

Se van sumando plantas, pero mientras no esté totalmente acreditado, implementada toda la legislación, habrá que seguir tomando medidas de seguridad.

¿Nos puede dar una idea de hasta cuándo estará esa operación reforzada?

La operación reforzada se deriva de la incertidumbre sobre si los parámetros que el sistema tiene que considerar para operar de forma segura se cumplen. Mientras no estén acreditados al 100%, la obligación del operador es mantenerla. De ella se benefician las plantas que generan la electricidad, no el operador. Al final hablamos de incorporar plantas de generación y cobran sus propietarios. Es llamativo que haya generadores que reclaman el fin de la operación reforzada. Me parece la cuadratura del ciclo. Son ellos los que se benefician. Han acreditado públicamente y por escrito que algunas de estas plantas no cumplían porque no tenían una retribución económica. Todo esto es súper complejo, requiere un nivel de precisión muy elevado y trasladarlo a la opinión pública con palabras sencillas cuesta mucho trabajo. Para empezar, yo tengo que procesar lo que me cuentan los ingenieros. Pero hay cosas de sentido común. No puedes estar diciendo: no me paga usted por el servicio y no cumplo. Ponga usted la operación reforzada porque es mejor, por la que cobro. Algunas declaraciones me parecen una tomadura de pelo.

Otro aspecto que pudo influir en el apagón es la baja demanda de primavera. El consumo eléctrico no remonta, la electrificación no despega. ¿Cómo lo podemos solucionar?

Nosotros, haciendo lo que nos mandan: desplegar las infraestructuras obligatorias en la planificación lo más rápido posible. Depende de nosotros en cierta medida. Hemos desplegado con eficacia la vigente, que acaba en 2026. Los números están ahí. El año pasado, más de 1.500 millones de inversión. En 2019 eran 400. Se ha multiplicado de forma exponencial en un momento en que la regulación ha sido especialmente negativa, a pesar de que los procedimientos administrativos lo dificultan muchísimo. Pasa en toda la UE. En España, cada territorio tiene una norma que rige unos u otros aspectos. Y con la legislación medioambiental, que debe y tiene que ser garantista, se demora bastante. Tenemos que esperar a que la planificación esté en el BOE para empezar a tramitar. No podemos empezar a construir hasta que no tenemos el permiso. Así que muy bienvenida la iniciativa europea de agilizar trámites que ha recogido España. Estamos a favor de no suprimir la exigencia medioambiental donde no se debe. Somos los primeros con un compromiso con el medio ambiente inequívoco. Igual que hay que respetar las comunidades locales y preguntarles. Pero la planificación tiene que hacerse ágil. Tenemos que invertir en la próxima planificación 13.000 millones, vamos a tenerla toda lanzada y ejecutada al 85%, por nosotros no va a quedar. Ahora, tienen que acompañarnos los permisos. Hay dificultades porque al final también los funcionarios son personas, probablemente por sobrecarga de trabajo. En toda Europa, TSOs, compañías eléctricas, fundaciones, ONGs, ecologistas, coinciden en que una de las cosas más importantes es conseguir un respeto social que haga favorable que los territorios acepten esas infraestructuras. Esto pasa por no desplegarlas de cualquier manera, sino de hacer un acercamiento a la comunidad. Y esto supone dinero, una manera de hacer las cosas diferente. Pero toda Europa tiene muy claro que si no se aceleran los permisos a la par de la aceptación social no vamos a llegar. Tenemos aprovisionamientos de infraestructuras que ni siquiera vamos a comenzar en cinco años y ya estamos haciendo las contrataciones. 

Red Eléctrica, la parte del TSO, solo invierte en España: 1.500 millones en 2025. Si nos vamos a los presupuestos de otras empresas de distribución, descubrimos que con el triple de redes, invierten la mitad. Empresas con 150.000 kilómetros de redes frente a nuestros 46.000 invierten menos de 800 millones al año en España. Cuando se habla de determinadas cifras de inversión muy globales, tendríamos que especificar cuáles mejoran España. Nuestra red está en buenas condiciones. Se demostró el 28 de abril. No falló nada en la red nuestra, ni en las líneas ni en las subestaciones. Se hicieron 7.000 maniobras en remoto, sin movernos de Madrid, y no falló nada. No ocurrió lo mismo con las redes de distribución en algunos puntos ni con determinadas instalaciones. ¿Cómo está el mantenimiento de estas infraestructuras? ¿Cuánto invierten? Su planificación no es vinculante. ¿Por qué, si son tan relevantes para determinados consumos que se están incorporando? ¿Cuánto consumo tenemos que incorporar hasta 2030? La planificación hasta 2026 incorporaba dos gigas y la planificación a 2030 incorpora 27 gigas de demanda, no solo centros de datos: electrificación, descarbonización, empresas tradicionales, muy altamente consumidoras, baterías. ¿Cómo están las redes de distribución? ¿Cuál es su nivel de mantenimiento? ¿Por qué no se despliegan más rápido? Su tramitación es exactamente la misma que la nuestra. Algunas empresas están diciendo que quizá haya que plantearse que las redes de transporte salgan a competencia, que vayamos a un sistema tan ineficiente como el estadounidense, el de Texas, tan débil como el brasileño, o el de México, que continuamente tienen apagones. Hay que poner en valor el sistema europeo. Garantiza mayor independencia, es lo más barato para los consumidores, obliga a unos estándares de calidad, ha garantizado su eficiencia. Que hicieran las redes de transporte ellos no garantiza que fueran más eficientes ni más rápido. El mantenimiento y la inversión estarían a otros niveles. Invito a cualquiera a que sin avisar vaya a cualquier infraestructura, como una subestación compartida entre REE y otra distribuidora, e identifique a simple vista de quién es cada una. Se van a dar cuenta el nivel de mantenimiento de las infraestructuras de esta casa y el de otras casas.

Esa idea de quitarles el transporte la plantearon esta semana Iberdrola y el PNV en el Congreso.

Cada cual tiene su orientación. Sería un paso atrás en un sistema que lleva 41 años en toda Europa y ha demostrado su eficiencia. Se decidió crear una columna vertebral con redes que tenían diferentes empresas porque eran ineficientes. Se le otorgó el monopolio legal a una compañía que se saca a bolsa y se somete a un control doble: con infraestructuras obligatorias, una retribución para no sobreinvertir y reinvertir e incentivos de disponibilidad de la red, de manera que si no cumples te penalizo. Con unos estándares de calidad, de integración. Y aún así, sigue consiguiendo cierta retribución al accionista. Evidentemente no 6.000 millones. El sistema TSO está bien alineado. Pretender ir para atrás, a un sistema ineficiente donde hay cortes continuamente, donde las empresas tienen que ponerse generadores o grupos electrógenos para operar, es un paso atrás. Lo que tiene que hacer España es ir hacia adelante, no hacia atrás por intereses empresariales puramente económicos que son respetables. El interés general está por encima.

España e Irlanda estudian un cable submarino. ¿Cuánto puede costar?

Van a estudiar si es técnicamente viable. Tenemos ahora en construcción uno con Francia con una complejidad técnica resuelta. La profundidad y longitud determinan su viabilidad. De aquí a Irlanda la distancia es considerable. El de Francia son 400 kilómetros. Tenemos algunos de ciento y pico entre Península y Baleares y la profundidad máxima a la que hemos tendido un cable es en Canarias, más de 1.400 metros, un hito tecnológico. Las interconexiones son prioridad para Europa. Si queremos electrificar y hacer competitiva la industria europea y que no sea dependiente de los combustibles fósiles, se necesita hidrógeno, biocombustibles, renovables. Las renovables están fundamentalmente en el Mar del Norte, con la eólica marina offshore, y en la Península Ibérica. Y necesitan interconectarse con Europa. Estamos a favor del planteamiento de la Comisión de que la planificación de estas infraestructuras con trascendencia en toda Europa no pueda ser ralentizada por un interés nacional. Somos una de las partes de Europa peor interconectadas. Con Irlanda se estudiará técnicamente si es posible. Este tipo de infraestructuras las incorpora o no la Comisión a su paquete de proyectos de interés comunitario. Todas llevan siempre un análisis coste-beneficio. El quid es cómo se hace: cuál es el beneficio, si es para toda Europa, para los países. O sale positivo o no se hace. Quedan muchas cosas en el aire. Ahora lo más importante es un análisis técnico.

España y Portugal tienen los precios más baratos de la UE, lo cual explica el interés inversor. Todo el mundo tiene que aportar al mercado eléctrico europeo, la máquina más grande del mundo, una máquina síncrona, conectada desde Lisboa hasta los países bálticos, que funciona como un todo. Pero hacen falta buenas interconexiones. La Comisión ha determinado que para que se entienda que el mercado energético es uno, también desde el punto de vista económico, la interconexión debería tener un mínimo en 2030 del 15% sobre la capacidad instalada. En la Península tenemos un 3%. Esto provoca que no podamos exportar toda la energía y aún así llevamos haciéndolo cinco años. Cuanto más interconectado está un país, más seguro es el sistema. El 28 de abril la energía se pudo recuperar gracias a la interconexión con Francia y Marruecos. Porque, como demuestra el panel de expertos, algunas centrales que en España estaban diseñadas y retribuidas para arrancar sin electricidad, las hidroeléctricas, no fueron capaces. Cuando se les pidió arrancar tuvieron dificultades y la reconstrucción se hizo partiendo de la electricidad de Francia y Marruecos. Por eso el Real Decreto que decayó el año pasado obligaba a la CNMC a revisar cada tres años que las plantas con obligación de arranque autónomo tenían capacidad. En la reposición muchas fallaron.

Ha sido un año larguísimo, lo ha dicho. ¿Se ha sentido respaldada por el Gobierno? Con episodios de acoso personal y una demanda de Iberdrola, ¿Se ha planteado la dimisión?

Mi responsabilidad al frente de esta compañía, institucional y no ejecutiva, incluye dar todas las explicaciones. Pero aguantar acosos, insultos, injerencias, no me va en el sueldo. Mi nombramiento depende básica y exclusivamente de una propuesta del accionista de referencia [el Estado], y que la Junta General ratifique esa confianza. En mi caso, tres veces. Cuando me propusieron en 2020, al vencer mi mandato, en 2024, y en 2025, en la Junta General un minoritario pidió incorporar al orden del día la petición de cese y la propuesta la rechazó el 98% de los accionistas. El 80% son accionistas en bolsa y no son accionistas públicos. Me siento absolutamente respaldada por las personas interesadas en el funcionamiento de la compañía desde el punto de vista empresarial. Desde la responsabilidad que tengo, cuando la compañía pasa un mal momento, mi obligación es explicar a todo el mundo que ha cumplido siempre su obligación, que está comprometida con el interés general y defenderla de ataques interesados e injustos. Cuando hablo de la compañía, me refiero a las personas que forman parte de ella. Los mejores ingenieros, los mejores técnicos. Aquí hay trabajadores de todos los niveles sufriendo insultos y desprecios que no se corresponden con su nivel de profesionalidad, excelencia y experiencia. Es mi obligación defenderlos. Como se suele decir, lo que no te mata te hace más fuerte. Nos sentimos mucho más fuertes, mucho más comprometidos. Y si alguien tiene esperanza en que esto cambie, que la abandone.

La presidenta de la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia (CNMC), Cani Fernández, ha negado este martes en el Congreso que hubiera “un vacío normativo” en materia de control de tensión en el momento del apagón del 28 de abril de 2025, como apuntaron el lunes los ejecutivos de las dos mayores eléctricas españolas, Iberdrola y Endesa.

En la que “previsiblemente” será su última comparecencia en la Comisión de Economía en el Congreso ante la próxima expiración de su mandato en junio, Fernández ha negado también que el organismo tuviera “en un cajón” la actualización del procedimiento de control de tensión que la propia CNMC recomendó poner al día en 2019 (databa del año 2000) y que no aprobó hasta después del histórico cero peninsular, del que está a punto de cumplirse un año.

“No estuvimos en ningún momento en un vacío normativo”, ha dicho en el arranque de su comparecencia para presentar el informe anual del organismo. En la réplica a los diputados ha reconocido que “la sensación que llega es que llegamos tarde” pero ha afirmado que “la regulación se va adaptando” con “las garantías necesarias” y la legislación “tiene que garantizar en todo el momento la operación segura” del sistema eléctrica.

La víspera, también en la Cámara Baja, el consejero delegado de Iberdrola España, Mario Ruiz-Tagle, afirmó que cuando la CNMC resuelva los expedientes sancionadores por el apagón “nos vamos a dar cuenta de que teníamos bastantes gaps regulatorios” y “había bastante vacío” en un sistema “que regulatoriamente quedó desfasado”, y el todavía consejero delegado de Endesa, José Bogas, lo resumió así: en 2020 Red Eléctrica de España (REE) “hace un informe a la CNMC hablando de la necesidad de un servicio de control de tensión”, en 2021 el operador del sistema advierte de que el sistema está “cerca de los límites” y en 2023, de que hay “riesgo de desconexión” de instalaciones por fenómenos de sobretensión. “El que tenía que haber actualizado aquello era la CNMC”, dijo Bogas.

La presidenta del organismo que vigila el funcionamiento del sector energético, las telecomunicaciones, postal, transporte, audiovisual y la libre competencia, que ha pedido una “reflexión” sobre las “crecientes” responsabilidades de este organismo, con un modelo muy poco habitual en otros países, ha insistido este martes en que en el momento del apagón había un procedimiento de operación de REE, el 7.4, que era “de obligado cumplimiento” para todos los agentes del sistema. Este, ha reiterado, tenía “herramientas” para controlar la tensión.

El organismo venía trabajando en la actualización de esa norma, que databa del año 2000 (cuando las renovables eran testimoniales) “desde antes de recibir la propuesta de REE” en 2020 y antes de ponerlo en marcha hizo un proceso de “demostración regulatorio”, ha recordado. Mientras, en Portugal (que tiene su mercado eléctrico integrado con el español) las renovables controlan tensión desde 2020.

Fernández, que ha calificado de “generosa” la retribución financiera de las distribuidoras recientemente aprobada por la CNMC pese a las quejas del sector, ha señalado que “debemos ser conscientes de la naturaleza dinámica del sistema ibérico de energía”, que “no se parece en nada al que teníamos hace cinco años” y está “en constante evolución”. Ha explicado que desde que en 2019 tiene estas competencias, el denominado 'súperregulador' ha aprobado 45 expedientes para adaptar la operativa del sistema eléctrico “y el 7.4 es uno de ellos”.

En 2025, solo en energía, ha aprobado 185 actuaciones regulatorias, con 52 informes, nueve circulares, once resoluciones de normativa europea o 43 boletines que “da una prueba del dinamismo del mercado” y “la necesidad de adaptación constante y consciente de ese marco regulatorio”.

“La CNMC actúa siempre dentro del marco de sus competencias con prudencia jurídica y rigor técnico” y su “obligación” ante un incidente de esta magnitud es “investigar con seriedad lo ocurrido y al mismo tiempo supervisar el mercado”.

Fernández, que ha afirmado que se ha producido un aumento “exponencial” del número de denuncias de ciudadanos sobre posibles vulneraciones de la libre competencia, ha señalado que los expedientes sancionadores anunciados el pasado viernes por el apagón (uno por una posible infracción “muy grave” a REE y quince a las grandes eléctricas por infracciones “graves”), es “resultado de un trabajo previo extenso y necesario” tras examinar más de 13 gigabytes de información y miles de folios, que resolverá en su caso el propio consejo de la CNMC como el Gobierno (en el caso de esa posible sanción a REE).

Ha insistido en que “el incidente respondió a un origen multifactorial” debido a una serie de sucesos que “desequilibraron” el sistema “por un proceso de sobretensión” y ha recordado que el informe de recomendaciones sobre el apagón de la CNMC abogaba por “seguir adaptando los marcos técnicos normativos y operativos en un sistema eléctrico en continua transformación”, con más renovables, mucho más autoconsumo y mayor “complejidad”, en un mercado europeo “cada vez más grande y acoplado”. También ha dado por buena la estimación de REE de un coste de 666 millones para el coste de la denominada “operación reforzada” que aplica desde el apagón, y ha subrayado que el coste de la luz es actualmente inferior al de 2023.

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

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

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

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

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

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

Protesta por los salarios

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

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

La energética italiana Enel, propietaria de Endesa, invertirá más de 5.200 millones de euros en redes en España, según ha informado este lunes la compañía en la presentación de su plan estratégico 2026-2028.

El grupo Enel ha anunciado su estrategia de inversiones por 53.000 millones entre 2026 y 2028, cerca de 10.000 millones más que en los dos años anteriores.

De esos 53.000 millones, 26.000 millones se invertirán en redes, de los cuales el 55% será en Italia (unos 14.300 millones de euros) y más del 20% en Iberia (España), unos 5.200 millones, “con previsión de una nueva aceleración después de 2028”.

La empresa, cuyo máximo accionista es el Estado italiano, prevé también destinar el 25% de esos 26.000 millones a América Latina, es decir, unos 6.500 millones, en un mercado en el que también se encuentra presente.

Inversión en redes en la Península Ibérica

La apuesta de Enel por las redes permitirá a su filial Endesa continuar impulsando su inversión en España en esta infraestructura, considerada clave para la electrificación de la demanda y, con ello, de la economía en su conjunto.

En concreto, el plan estratégico de Endesa para el periodo 2025-2027 contemplaba una inversión bruta en redes de 4.000 millones de euros, esto es, un 45% más respecto a su hoja de ruta anterior. Precisamente este martes, la energética presentará sus resultados y una actualización de su estrategia para 2026-2028.

La decisión del gigante italiano de reforzar la inversión es relevante, ya que llega después de las tensiones entre las eléctricas y el regulador español a cuenta de la tasa de retribución financiera y la metodología para la actividad de redes de distribución de electricidad.

En este contexto, las compañías llegaron a cuestionar los objetivos de inversión al considerar que la propuesta retributiva de la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia (CNMC) situaba a España en el “vagón de cola” de la Unión Europea en seguridad jurídica y atractivo regulatorio.

Otras inversiones

Enel prevé asimismo inversiones en 26.000 millones de euros al negocio integrado, de los cuales aproximadamente 20.000 millones de euros será en renovables, con un incremento de aproximadamente 8.000 millones de euros en comparación con el plan anterior. De estos, 3.000 millones se destinarán a inversiones en América Latina.

Los 1.000 millones de euros restantes se destinarán a la ejecución de un nuevo tramo del programa de recompra de acciones.

Según informó la empresa, se espera que el beneficio neto por acción ordinaria crezca entre 0,80 y 0,82 euros en 2028, en comparación con los aproximadamente 0,69 euros previstos en 2025.

También se anunció que, tras los resultados de 2025, se propondrá a la próxima Junta General de Accionistas de Enel la distribución de un dividendo total de 0,49 euros por acción y se espera que aumente aproximadamente un 6% entre 2025 y 2028.

“Enel presenta hoy un Plan Estratégico ambicioso y creíble, con una fuerte aceleración del crecimiento gracias al aumento de las inversiones en Brownfield y Greenfield, lo que conducirá a una mejora adicional en el perfil de riesgo/rentabilidad del Grupo”, declaró el consejero delegado, Flavio Cattaneo.

La patronal eléctrica europea, Eurelectric, se ha sumado este lunes a las numerosas voces que apuntan que uno de los desencadenantes del histórico apagón ibérico del pasado 28 de abril fue una regulación inadecuada. En concreto, la relacionada con el control de tensión, que es responsabilidad de la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia (CNMC).

El día del apagón “vimos el efecto de una normativa obsoleta del control de tensión”, ha lamentado el español Juan José Alba, presidente del Comité de Mercados e Inversiones de Eurelectric. El también director de Regulación de Endesa ha recordado que, con la normativa vigente en ese momento, las renovables españolas no podían controlar tensión.

Mientras, en Portugal pueden prestar ese servicio desde 2020. Las eléctricas españolas han cobrado desde 2020 hasta 2024 unos 2.225 millones por ese servicio, que no incluía penalizaciones por incumplimientos, a diferencia del que aprobó tras el apagón la CNMC en junio, tras años analizándolo, que sin embargo no estará plenamente en vigor hasta 2026 y que por fin permitirá controlar tensión a las renovables. Los informes del Gobierno, de Red Eléctrica y de los expertos europeos apuntan que ese control de tensión que debía prestar la generación convencional no funcionó como debía.

Según el directivo de Endesa y Eurelectric, “hay que ser mucho más ágiles en la adaptación de la regulación a la nueva realidad del sistema”.

Durante su intervención en un foro sobre la financiación de la transición energética organizado por el Consejo de Reguladores del MIBEL, el mercado ibérico de la electricidad, Alba ha apuntado que uno de los principales retos que afronta el sector es impulsar el almacenamiento, que “no está progresando” en Europa “al ritmo que debería”, e incentivar la capacidad “firme y flexible” para complementar a las renovables. Y ha lamentado que España está “muy por detrás en el desarrollo regulatorio” respecto a lo que fija el Plan Nacional Integrado de Energía y Clima (PNIEC).

La presidenta de la patronal española Aelec, Marina Serrano, que ha reclamado “también la coordinación y esas medidas que permitan sobre todo que España se incorpore al control dinámico de tensión para las renovables”, algo que el día del apagón no era posible porque el servicio de tensión vigente entonces databa de 2000, cuando las energía limpias eran testimoniales.

Durante el debate, que ha estado precedido por sendas intervenciones de la vicepresidenta ejecutiva de la Comisión Europea y comisaria de Transición Limpia, Justa y Competitiva, Teresa Ribera, y su marido, el jurista y consejero de la CNMV Mariano Bacigalupo, la presidenta de Aelec ha vuelto a reclamar una mejora en la propuesta de retribución que ultima la CNMC para la actividad de distribución. Competencia comenzó ofreciendo un 6,46% de rentabilidad y ha subido al 6,58%, pero las eléctricas siguen considerándolo insuficiente.

Serrano ha insistido en que la demanda latente de electricidad “está creciendo de forma exponencial” en ámbitos como la industria, el transporte, los puertos, centros de datos o vivienda y la red “debe responder”. Con su propuesta, la CNMC introduce una “metodología disruptiva” respecto a la que se utilizaba hasta ahora cuando se necesita una “ingente cantidad de inversiones” y se requieren “incentivos en la regulación” para “atraer el capital necesario”. 

Serrano ha pedido que las circulares en trámite del Consejo de Estado “mejoren esa señal de inversión absolutamente necesaria” para “no perder la oportunidad de país” y poder digitalizar las redes, como exige el nuevo modelo de descentralización, para así tener “observabilidad de la red” y poder “garantizar el suministro”.

La compañía energética Audax Renovables, cuyo mayor accionista es el mediático multimillonario José Elías, se propone ganar 85 millones de euros en 2030, frente a los 35 millones estimados para este ejercicio, lo que supone un crecimiento anual del 20% en los próximos cuatro años, y prepara su entrada en el negocio de las telecomunicaciones en 2026.

La empresa, cuyas acciones se disparaban en Bolsa cerca de un 9% en los minutos finales de la sesión de este jueves, ha dado a conocer en un acto celebrado este jueves en Madrid su plan estratégico entre 2026 y 2030, ejercicio el que prevé que su beneficio bruto de explotación (ebitda) alcance los 180 millones, frente a los 100 millones con los que calcula que acabará este año.

Audax prevé que sus ingresos se situarán en torno a 2.800 millones en 2030, unos mil más que ahora, aproximadamente. La compañía, que actualmente tiene una potencia instalada de 325 MW, todos ellos de instalaciones de renovables, prevé elevar su capacidad instalada hasta los 500 MW en 2030 y alcanzar los 25 TWh de energía suministrada.

El plan no incluye un volumen de inversión prefijado, pero los directivos de la compañía ha dejado claro que Audax podría destinar a inversiones “entre 150 y 200 millones” y que cualquier crecimiento de Audax se hará “sin superar el ratio de tres veces el ebitda” y con “disciplina financiera”, informa Efe.

Durante el acto, el fundador de la compañía, José Elías, ha asegurado que Audax tiene una “posición financiera muy sólida” y que, tras haber “tomado aire durante un par o tres de años”, ahora es “el momento” de llevar a la empresa “a otro nivel”.

El director general de Audax, Óscar Santos, ha comentado que las magnitudes financieras de este plan estratégico no incluyen crecimiento inorgánico, pero ha admitido que Audax está buscando nuevas oportunidades en Europa.

En cuanto a la entrada en el negocio de telecomunicaciones, el grupo ha especificado que está en conversaciones con “operadores importantes de red en España e Italia” y que sus objetivos son disponer de una cartera de 30.000 líneas móviles en 2030 y de 20.000 clientes de fibra en ese año.

El plan de Audax pasa por convertirse en una “empresa digital multiservicios” y aprovechar también las capacidades que ofrece la inteligencia artificial para mejorar el servicio a sus clientes.

El grueso del crecimiento del beneficio operativo previsto hasta 2030 proviene del negocio de comercialización de energía, el principal, donde aspira a arrebatar clientes a otras empresas del sector para ampliar cuota de mercado.

Más allá de los negocios tradicionales, como el de generación y suministro de energía, Audax aspira a que el 10 o el 15% del ebitda lo aporten “tecnologías facilitadoras de servicios”.

En cuanto a la generación de energía, la compañía apuesta por la repotenciación de proyectos eólicos y por hibridar gran parte de su cartera solar, empezando por un primer proyecto en Toledo.

También este jueves Audax ha dado a conocer que negocia una extensión de su acuerdo con Shell, que le suministra gas y electricidad.

Asimismo, el consejo de administración de esta compañía cotizada, presente en nueve países, ha aprobado hoy la puesta en marcha de un programa de recompra de acciones al que destinará 20 millones para adquirir hasta 15 millones de acciones, equivalentes al 3,3 % del capital.

Audax Renovables ganó 23 millones hasta septiembre, un 52% menos que en el mismo período de 2024, afectada por el incremento de costes de operación del sistema en España.

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Inversiones récord

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

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

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

“Para facilitar que Almaraz pueda seguir funcionando”. Esa es la razón por la que Extremadura reducirá la ecotasa que pagan Iberdrola, Endesa y Naturgy, las propietarias de la central nuclear, ha anunciado este viernes la presidenta de la Junta, María Guardiola. Aunque tras este anuncio hay algo más: se trata de la primera, pero no la única, condición de Vox para aprobar los presupuestos del PP en la comunidad.

Guardiola adelantó el sábado pasado que iba a “ajustar la fiscalidad regional”  para favorecer a estas eléctricas, pero ahora ha concretado su propuesta. Las arcas autonómicas dejarán de ingresar 15,5 millones en 2027, 27 millones en 2028 y 45 millones en 2029 por el impuesto de instalaciones que inciden en el medio ambiente. Ahora mismo, la central nuclear de Almaraz paga unos 80 millones de euros por la conocida como ecotasa, por lo que el PP está dispuesto a rebajar el impuesto más de la mitad.

La presidenta extremeña había mostrado predisposición a aliviar la carga fiscal de la instalación nuclear, aunque la había condicionado a que el Gobierno lo hiciera lo mismo para garantizar el empleo, que la Junta calcula en unos 4.000 puestos directos e indirectos, los ingresos de los ayuntamientos de la zona y “la independencia energética de Extremadura y España”.

Según el calendario de cierre de las centrales nucleares acordado por las eléctricas y el Gobierno en el año 2019, los reactores de Almaraz serán los primeros en apagarse (uno a partir de 2027 y el otro a partir de 2028) en un proceso que se alargaría hasta 2035. No obstante, el Ministerio para la Transición Ecológica se abre a alargar la vida de las nucleares si las eléctricas asumen los costes y no sea a costa del contribuyente, si garantizan la seguridad y si es conveniente para garantizar la seguridad del sistema eléctrico.

El Gobierno también ha pedido que entre las empresas hubiera acuerdo para prolongar la vida de las centrales nucleares que firmaron el protocolo de cierre (Endesa, Iberdrola, Naturgy y EDP) porque algunas dudaban de su rentabilidad. Por eso han pedido una rebaja de la tasa Enresa y de los impuestos autonómicos.

En este sentido, Guardiola, que se ha empeñado en liderar la batalla por la energía nuclear y hacer de este asunto otro motivo de enfrentamiento con la Moncloa, ha acusado al Gobierno de “llevar al límite la asfixia fiscal al parque nuclear, la ha incrementado hasta un 70% en los últimos cinco años hasta llevar los costes a lo ”insostenible“. ”Si nosotros damos el paso, Moncloa no puede seguir mirando hacia otro lado. Cerrar Almaraz supone condenar a toda una comarca“ , ha subrayado.

El PSOE, en contra

La presidenta extremeña ha comenzado las negociaciones con Vox y el PSOE para intentar aprobar los presupuestos autonómicos de 2026. Aunque con la rebaja de la ecotasa se ha acercado a la extrema derecha, esta formación ya ha puesto sobre la mesa sus tradicionales exigencias: freno a la inmigración y eliminación del gasto superfluo, entendido este como las subvenciones que dirigen la patronal y los sindicatos, ayudas de igualdad y de cooperación internacional, que el PP acaba de incrementar.

En el otro lado de la mesa, los socialistas acaban de oponerse a la medida anunciada por María Guardiola de “perdonar impuestos” a las grandes empresas. “Es un mal comienzo”, ha dicho el secretario regional del PSOE, Miguel Ángel Gallardo.

“Por cada euro que le quita a las eléctricas, le quita un euro a la sanidad, la educación y el bienestar” a los extremeños, ha dicho

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Reclamación de la Junta

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

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

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

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

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

Recurso judicial

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Cuatro años

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Tres veces

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

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

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

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

La Confederación Regional de Empresarios de Castilla-La Mancha, Cecam CEOE-Cepyme Castilla-La Mancha, ha mostrado su “seria preocupación por la limitada capacidad de las redes eléctricas” en la comunidad autónoma. Lo definen como “una problemática que está frenando inversiones empresariales y comprometiendo el desarrollo económico en la región y en el resto del país”.

Los empresarios de Castilla-La Mancha advierten que la saturación de las infraestructuras eléctricas supone un serio impedimento para conectar nuevos proyectos industriales, lo cual limita significativamente la competitividad y el desarrollo empresarial en la región.

“Las empresas no pueden enfrentar restricciones que limiten su expansión y la realización de nuevos proyectos. Es fundamental que Castilla-La Mancha cuente con una infraestructura eléctrica suficiente para garantizar el futuro de la industria, la movilidad y las inversiones del tejido empresarial”, reclaman, sumándose así a las tesis que el Gobierno de Emiliano García-Page viene trasladando desde hace meses.

El 85% de los puntos de distribución ya operan “al máximo de capacidad”

Según Cecam, los mapas de capacidad de la red eléctrica para conectar nueva demanda evidencian la “magnitud del problema”.

En concreto, apuntan que “el 85% de los 445 puntos de conexión (nudos) de la red de distribución en Castilla-La Mancha ya operan al máximo de su capacidad, lo que impide incorporar nueva potencia eléctrica, no habiendo ya nudos disponibles en tres de las cinco provincias de la región”.

Eso, denuncian, “empuja a las inversiones a buscar destinos alternativos, no solo fuera de nuestra región, sino también de nuestro país al ser un problema generalizado, con infraestructuras más preparadas y un suministro eléctrico garantizado”.

Esta situación puede obstaculizar el aprovechamiento del impulso que la región ha hecho hacia las energías renovables

En este sentido, la Confederación Regional de Empresarios de Castilla-La Mancha ha instado a las autoridades competentes a actuar con “urgencia”, promoviendo inversiones que permitan modernizar y ampliar la red eléctrica, de manera que las empresas puedan desarrollarse y crecer sin restricciones a la par que hacer más eficiente la actual red.

La organización empresarial también advierte de que esta situación “puede obstaculizar el aprovechamiento del impulso que la región ha hecho hacia las energías renovables”.

“Si bien estas han contribuido a mantener precios energéticos competitivos, su potencial para atraer industria y generar empleo se verá limitado si no se acompaña de una infraestructura eléctrica adecuada y suficiente”, avisan los empresarios.

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

7.600 millones de beneficio

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

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

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

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

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

El Gobierno ha presentado este viernes las líneas generales de la propuesta de Planificación de la Red de Transporte de Electricidad hasta 2030, que implica un volumen de inversión total de 13.590 millones de euros, un 62% más respecto a los 8.203 millones previstos en la planificación vigente en la actualidad (2021-2026), incluyendo 1.520 millones para interconexiones con la UE.

A ese incremento en la red de transporte, que se sumará a las inversiones de más de 20.000 millones que se esperan para ese mismo periodo en la red de distribución, se suma el levantamiento parcial de los límites de inversión al sector que las empresas llevan años reclamando.

Mediante un real decreto que se va a sacar a consulta este viernes, el incremento de esos topes, también del 62% y con vigencia hasta 2030, va a implicar una inversión hasta 2030 de 11.300 millones para las redes: 7.700 millones para la distribución y 3.600 millones para el transporte. El límite se aumenta lo mismo en ambas actividades porque la tasa de peticiones de conexión a la red y rechazos es similar en las dos.

Durante la presentación de la nueva planificación y del proyecto de real decreto por el que se regulan los planes de inversión de las redes de electricidad en un acto en Madrid, la vicepresidenta tercera y ministra para la Transición Ecológica, Sara Aagesen, ha explicado que la nueva planificación eléctrica permitirá dar respuesta a 27,7 gigavatios (GW) de nueva demanda en la red de transporte de electricidad, lo que multiplica por catorce la demanda prevista en la anterior planificación (2GW).

De esos 27,7 GW de demanda prevista, prácticamente la mitad, 13,1 GW, corresponden a hidrógeno verde; 9 GW a industria; 3,8 GW, a permisos a centros de datos “adicionales a los ya concedidos”, como ha explicado el secretario de Estado de Energía, Joan Groizard; y 1,2 GW, a electrificación portuaria.

Este fuerte crecimiento también se produce en la red de distribución, con 5,3 GW. Por eso la propuesta plantea 422 ampliaciones de conexión (142 en la red de transporte para nuevos consumidores, 84 para agentes especiales, como ADIF y puertos, y 196 apoyos a la red de distribución).

Por el lado de la generación, hay peticiones por 60 GW de nueva eólica, el doble de lo previsto en el Plan Nacional Integrado de Energía y Clima (PNIEC), otros 150 GW de fotovoltaica –cinco veces más que en el PNIEC– y más de 100 GW de almacenamiento, que multiplican por nueve las previsiones del PNIEC.

La propuesta plantea actuaciones de mejora en el 21% de la red “y nuevos ejes para cohesionar y vertebrar más el territorio, con especial incidencia en zonas rurales. Estos refuerzos, por otro lado, facilitarán la integración de las renovables y el almacenamiento previsto –incluidos 6,6 GW de hidroeléctrica reversible–, limitando los vertidos esperados al final de la década al 3,3%”, explica Transición Ecológica.

Aagesen ha explicado que en las próximas semanas empezarán las reuniones trilaterales con la dueña de la red de transporte, Red Eléctrica (REE) y, las comunidades autónomas para someter a audiencia la pública la nueva planificación, que deberá aprobar el Consejo de Ministros en los próximos meses.

“Incremento excepcional”

La vicepresidenta ha avanzado que el proyecto de real decreto de Límites de inversión en redes eléctricas que se someterá a consulta pública hasta el próximo 6 de octubre incluye ese “incremento excepcional” del límite de inversiones del 62% respecto a los vigentes en la actualidad, que en el transporte está fijado en el 0,13% del PIB y en distribución, del 0,065%.

Este aumento es una pieza más del puzzle que debe guiar la actividad de la distribución (un monopolio regional regulado), para la que la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia (CNMC) ha propuesto una tasa de retribución financiera del 6,46%, frente al 5,58% vigente hasta ahora, que el sector cree insuficiente.

Aagesen ha explicado que el levantamiento de estos límites se traduce en 7.700 millones de inversión en el caso de distribución y en 3.300 millones para el transporte, que “no suponen incrementos en la factura de los consumidores”, ha recalcado, dado que ese aumento se traduce en más demanda, que se va a repartir entre más agentes del sector.

Además, el decreto va a fijar los mismos condicionantes a las distribuidoras que se exigen a REE y se va a especificar a qué se va a destinar cada inversión para no desplegar redes “porque sí”, como ha señalado el secretario de Estado de Energía. Las distribuidoras, además, estarán obligadas a abrir procesos participativos explicando dónde y en qué van a invertir.

Aagesen ha explicado que “al menos” un 10% de ese incremento se va a destinar al refuerzo de la seguridad del sistema, con medidas entre las que ha citado el control de tensión, clave en el histórico apagón del pasado 28 de abril. Este refuerzo de la seguridad se va a aplicar a la red de transporte y a la de distribución, ha recalcado Groizard, que ha instado a incorporar “las lecciones aprendidas” de ese histórico cero eléctrico.

Aagesen ha indicado que durante la consulta pública previa de la nueva planificación, se han recibido más de 7.000 aportaciones, cinco veces más que en la vigente en la actualidad. El 41% de esas propuestas están relacionadas con la demanda.

La vicepresidenta ha subrayado que hoy España “tiene una realidad muy distinta” a la de 2018 gracias a la transición energética y el boom de las renovables y que esta planificación permite “anticipar” el despliegue de las redes y lograr que esta sea “la década de la electrificación”, que es “una gran oportunidad-país” y puede reforzar la competitividad.

En el ministerio son “conscientes de lo estratégico” de las redes eléctricas y Aagesen ha anunciado que, en vista del enorme atasco de peticiones de conexión en las redes, va a crear un grupo de trabajo para “optimizar” la capacidad de estas infraestructuras que incluirá a todos los agentes y a la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia (CNMC).

Ante varios ministros y, entre otros, el consejero delegado e Iberdrola España, Mario Ruiz-Tagle, o el primer ejecutivo de Endesa, José Bogas, la vicepresidenta ha recordado que entre 2020 y 2024 se han concedido en España 43 GW de nueva demanda, cerca del récord histórico de demanda eléctrica (45 GW) que se alcanzó en 2007. En estos años, ha desgranado, se ha dado acceso a más de 12 GW en centros de datos, más de 11 en industria más, de 6 en nuevos desarrollos urbanísticos o más de 3,1 en hidrógeno renovable.

El ministerio destaca que “España tiene unas redes eléctricas con unos indicadores de calidad por encima de la media de los países de nuestro entorno y con una sobresaliente capacidad de integración de renovables, a la vez que contiene el coste de las infraestructuras para los consumidores. En los últimos años también ha acaparado el interés del tejido económico, por el bajo precio de la electricidad que proporcionan las renovables”, y desde 2020 se han otorgado derechos de acceso a las redes para proyectos de demanda de energía –industria, vivienda, centros de datos, vehículos eléctricos…– que suman esos más de 43 GW.

Las anteriores planificaciones de electricidad se centraron en atender las peticiones de acceso para generación –en la vigente las renovables representaban el 67% de las peticiones de conexión–, mientras que las peticiones de acceso para demanda tenían un crecimiento vegetativo, muy escaso en el sector residencial, y sólo alimentado por la red ferroviaria. En cambio, el principal motor de la próxima Planificación es la demanda, que representa el 41% de las solicitudes recibidas, más de 7.000, seguida por la generación, con el 40%, y el almacenamiento, con el 19%. “El número de peticiones no sólo se ha multiplicado por cinco, sino que los consumos son de mayor tamaño y ha cambiado notablemente su tipología”, explica Transición Ecológica.

El decreto que ahora se saca a consulta se basa en anticipar las inversiones para facilitar la electrificación, orientar las inversiones para dar respuesta a las necesidades presentes y futuras de los territorios; incentiva la modernización y la transparencia, busca precios competitivos de la electricidad y apuesta por preservar la protección medioambiental.

La Asamblea de Extremadura ha acordado elevar al Congreso una proposición de ley presentada por Vox, y respaldada por el PP, dirigida a reducir la denominada 'tasa Enresa', que abonan las eléctricas titulares de las centrales nucleares para financiar la gestión y almacenamiento de los residuos, al objeto de dar viabilidad a las mismas para la continuidad de estas instalaciones.

Sin embargo, al tiempo que el PP pide que se rebajen impuestos y tasas a las multinacionales eléctricas, se niega a renunciar al cobro de la ecotasa en Extremadura, la tasa que grava las instalaciones que inciden en el medio ambiente. La Junta de Extremadura prevé ingresar este año 84 millones de euros de la central nuclear de Almaraz por este concepto. Pero no solo eso, el Ejecutivo de María Guardiola también reclama una compensación fiscal por ser una de las comunidades que más electricidad genera.

PSOE y Unidas por Extremadura han votado en contra de esta proposición de ley para su remisión al Congreso de los Diputados, que está dirigida a modificar la disposición adicional sexta de la Ley 54/1997, de 27 de noviembre, del Sector Eléctrico.

Una vez que ha obtenido el visto bueno, el pleno ha designado, ante la falta de propuesta conjunta, a los tres diputados que defenderán esta iniciativa en la Cámara Baja, lo que se ha realizado en votación secreta por papeletas mediante llamamiento por orden alfabético. Los tres diputados elegidos han sido José María Vergeles (PSOE), con 27 votos; Abel Bautista, con 14 votos, y José Ángel Sánchez Juliá, con 13 votos, ambos del PP; mientras que el proponente Óscar Fernández (Vox) ha tenido cinco votos y ha habido cuatro votos en blanco.

Dicha proposición ha llegado a este pleno con el texto original, y una enmienda del Grupo Popular, rechazada por el resto de formaciones, tras un recorrido parlamentario que incluye enmiendas de totalidad de PSOE y Unidas por Extremadura, su debate en la Comisión de Hacienda, con 16 comparecencias, y denegación de enmiendas parciales de los socialistas (5) y de la coalición (2).

El diputado de Vox Óscar Fernández ha señalado que el objetivo es reducir la “abusiva” carga impositiva que soporta el sector, con “un aumento del 70 % en los últimos cinco años”, lo que hace “insostenible” su viabilidad económica. La formación, que plantea reducir de 1,036 céntimos de euros por kWh a 0,669 la tarifa fija unitaria, ha subrayado la necesidad de que la central nuclear de Almaraz, de la que dependen 3.000 familias, siga funcionando para aportar riqueza y empleo a la comarca, y Extremadura, para contribuir a la estabilidad del sistema eléctrico y a la soberanía energética.

A los socialistas, “huestes del futuro preso Gallardo”, les ha recriminado su “engaño masivo” con lo que dicen y luego hacen, pues el Gobierno central socialista “quiere cerrar Almaraz” y es lo que votan“ los diputados extremeños del PSOE; y al PP le ha pedido su apoyo a la proposición y que aplique la rebaja de la ecotasa autonómica.

El diputado del PP Hipólito Pacheco ha explicado que su enmienda parcial responde al hecho de que no ven necesario acotar en una ley una cantidad concreta para la tasa Enresa, la cual sí hay que blindar por ley ante un Gobierno que “intenta expulsar a la energía nuclear del mix energético por una ideología radical y trasnochada”.

Tras señalar que el PP defiende que tanto ciudadanos como empresas tienen que pagar impuestos, ha lamentado la “deslealtad” del Gobierno al “romper” el acuerdo alcanzado con las eléctricas en 2019 que fijaba el precio en 0,798 euros k/h que es lo que quieren “recuperar”.

Pacheco ha coincidido con Vox en afear al PSOE que “traicione a los extremeños” en el Congreso y ha aseverado que hay “tres socialistas extremeños que ”van a cerrar Almaraz“, refiriéndose a los exconsejeros en la Junta José Luis Navarro, Olga García (expresidente de Enresa y la actual responsable) y Pilar Lucio (vicepresidenta del Consejo de Seguridad Nuclear).

El diputado del PSOE José María Vergeles ha lamentado el “cinismo político” de PP y Vox porque se está hablando de “perdonarle a las eléctricas la contaminación por generar residuos radioactivos” cuando “quien contamina, paga”, además de tratarse de una iniciativa que es una “chapuza” y que nace “muerta” por no ser “competencia regional.

Desde Unidas por Extremadura Irene de Miguel entiende que si esta proposición de ley sale adelante sería “una vergüenza para Extremadura, saqueada por las grandes eléctricas”, de las que el PP y Vox se comportan como “mayordomos”: “hay que freírles a impuestos, no perdonarlos”, a la vez que ha advertido de que esto lo acabarían “pagando los consumidores en la factura de la luz”.

El consejo de administración de Iberdrola ha nombrado a Pedro Azagra nuevo consejero delegado en sustitución de Armando Martínez, según ha informado este martes la compañía a la Comisión Nacional del Mercado de Valores (CNMV). El relevo llega en un momento de tensión con el Gobierno a cuenta de la crisis abierta por el apagón y coincide con el anuncio de que distribuirá un dividendo mínimo de 0,404 euros por acción en el mes de julio, en concepto de dividendo complementario con cargo a los resultados de 2024.

Azagra, que desempeñaba hasta la fecha el cargo de consejero delegado de Avangrid, la filial del grupo en Estados Unidos, ha sido nombrado también consejero de la compañía, con la calificación de ejecutivo, por el procedimiento de cooptación y por el plazo que resta hasta que se reúna la junta general de accionistas, para cubrir la vacante de Martínez.

El 'número dos' de Iberdrola será miembro de la comisión ejecutiva delegada de la sociedad al haber sido designado consejero delegado y vocal de dicha comisión. Este martes, El Confidencial avanzaba que el presidente de la eléctrica, Ignacio Galán, preparaba cambios en la cúpula del Grupo ante la salida a corto plazo de varios históricos de la compañía y el nuevo plan estratégico 2024-2026, que presentará ante los inversores en septiembre.

Este cambio en la cúpula se produce una semana después de que el Gobierno emitiese el informe sobre el histórico apagón del pasado 28 de abril y que señalaba a “una combinación de factores” como detonante de la crisis energética, que tuvo su origen, según desveló en exclusiva elDiario.es, en la megaplanta Núñez de Balboa de Iberdrola en Badajoz. Aelec, la patronal de Endesa e Iberdrola, ha emitió su propio informe en el que “achaca una mala planificación” de las energia convencionales, las de ciclo combinado, hidroeléctrica y nuclear a Red Eléctrica.

Armando Martínez fue el primer consejero delegado nombrado por Ignacio Sánchez Galán, en lo que supuso la separación de funciones que algunos fondos de inversión llevaban años reclamando.

Según ha indicado la compañía en un comunicado, Azagra lleva 25 años en Iberdrola, “primero como director de desarrollo y responsable de la expansión internacional de la Compañía y desde hace tres años como CEO de la filial en Estados Unidos”. Además, es licenciado en Administración de Empresas y Derecho por Icade y ha sido profesor de Finanzas Corporativas y Fusiones y Adquisiciones.