La Comisión Nacional de los Mercados y de la Competencia (CNMC) ha multado a Energía XXI Comercializadora de Referencia, perteneciente al Grupo Endesa, por generar confusión entre sus marcas al no diferenciar correctamente entre la comercializadora de referencia de tarifas reguladas y las comercializadoras asociadas al mercado libre.

En concreto, Competencia ha sancionado con 400.000 euros a la energética, que se han quedado en 320.000 tras aplicarse una reducción del 20% por pago voluntario, al entender que se cometió una infracción grave contemplada en la Ley del Sector Eléctrico. En concreto, el supervisor detectó varios incumplimientos en una inspección que realizó a Energía XXI para supervisar las obligaciones de separación e identificación de las actividades de las comercializadoras de referencia.

Según determina la CNMC, Energía XXI “dificultó su identificación clara e inequívoca como comercializadora de referencia” en sus contactos con los clientes. En llamadas con los consumidores empleó denominaciones sociales o nombres comerciales referidos a empresas distintas del grupo y, en los documentos contractuales, empleó elementos identificativos de la marca Endesa, que está asociada a la comercializadora libre.

Esto, dice Competencia, generó “confusión” en el consumidor y puso “en riesgo” la libertad de elección del tipo de contrato entre la tarifa regulada y el mercado libre.

La CNMC recuerda que la normativa exige a las comercializadoras de referencia mantener una imagen y comunicación con los clientes “claramente diferenciada” respecto a las comercializadoras del mismo grupo que operan en el mercado libre. Obligaciones con las que proteger la capacidad de los consumidores para distinguir a las comercializadoras de cada mercado y preservar la competencia.

Si bien no se han acreditado daños, beneficios económicos ni intencionalidad en la conducta de Energía XXI, la CNMC apunta que la sociedad, al estar integrada en uno de los principales grupos energéticos del país, “dispone de capacidad económica suficiente para evitar situaciones como las detectadas en la inspección, vinculadas a deficiencias en los mecanismos de formación y en los procesos de atención al cliente”.

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

A la mitad

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

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

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

Posible exclusión

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Hundimiento

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

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

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

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

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

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

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

Endesa obtuvo un beneficio neto de 725 millones de euros en el primer trimestre del año, lo que representa un incremento del 24,4% con respecto a los 583 millones de euros del mismo periodo del ejercicio anterior, según ha informado la compañía a la Comisión Nacional del Mercado de Valores (CNMV), que también ha ratificado sus objetivos financieros para el ejercicio 2026.

Los ingresos de la empresa energética entre enero y marzo ascendieron a 5.824 millones de euros, con un descenso del 1,3% frente a los 5.899 millones de euros del primero trimestre de 2025.

El resultado bruto de explotación (Ebitda) de Endesa en los tres primeros meses de 2026 se situó en los 1.632 millones de euros, un 14% más que hace un año.

En los últimos resultados de José Bogas como consejero delegado, que cedió su puesto al italiano Gianni Vittorio Armani el pasado 28 de abril tras doce años en el cargo, el grupo asegura que el buen comienzo del año le ofrece visibilidad “para confirmar los objetivos para todo el año”.

Así, el grupo espera que el ebitda del año se sitúe entre los 5.800 y los 6.100 millones de euros, mientras el resultado neto rondará entre los 2.300 y 2.400 millones, por la resiliencia del negocio liberalizado, la aportación del nuevo marco regulatorio en redes y la gestión eficiente de la infraestructura, enumera.

Tensiones geopolíticas y volatilidad del mercado

Endesa asegura que tiene por delante retos energéticos en las renovables, en la energía nuclear y en la electrificación, “claves para la independencia energética y la estabilidad de precios”. La empresa controlada por la italiana Enel destaca la “resiliencia” del negocio liberalizado frente a las tensiones geopolíticas y la volatilidad del mercado.

Endesa refiere en las cuentas que España mantiene precios eléctricos competitivos en medio de la volatilidad y unos costes de servicios complementarios “sin precedentes”. La firma indica que el promedio del precio del 'pool' ha sido de 44 euros/MWh, un 48% menos que en el primer trimestre de 2025, a los que hay que sumar 24 euros procedentes del coste de esos servicios.

“Este nivel de precios en el pool subraya la exposición limitada de España a los precios del gas gracias a sus fuentes renovables y a la ventaja de contar con una flota nuclear fiable”, defiende Endesa a través de un comunicado.

La compañía subraya que la generación ha crecido un 8% entre enero y marzo hasta, 14,2 teravatios/hora (TWh), gracias a la mayor aportación de las renovables, sobre todo la hidráulica, con los embalses en cotas récord.

Asimismo, incide en un volumen de ventas liberalizadas (18 TWh en total), “ligeramente descendente en el segmento de B2B y estable en B2C”, así como un crecimiento del 3% en la base de clientes del mercado libre, hasta los 6,4 millones, tras la integración efectiva de los algo más de 300.000 clientes eléctricos de Energía Colectiva. 

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.

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

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

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

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

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

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

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

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

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

“Más encima”

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

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

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

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

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

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

“No hubiese sucedido”

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

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

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

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

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

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

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

Retos que “tienen solución”

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

La directora del Instituto para la Transición Justa (ITJ), Judit Carreras, se ha reunido este martes con el alcalde de Andorra (Teruel), el socialista Rafael Guía, y le ha trasladado que desde el Ministerio para la Transición Ecológica (Miteco) trabajan para que Enel optimice el volumen de potencia renovable que puede instalarse en el Nudo Mudéjar, de acuerdo con las condiciones de la declaración de impacto ambiental del proyecto. Carreras ha descartado un nuevo concurso y ha manifestado que la energía sobrante, unos 800 megavatios, se adjudicarán a otras empresas para que “esa capacidad se quede en el territorio”.

Así se lo ha trasladado en una reunión mantenida para abordar la situación del concurso de transición justa, tras la propuesta provisional de Enel Green Power España de modificar su proyecto, ganador del concurso, e instalar 406,3 MW de potencia renovable, apenas una quinta parte de lo que pretendía.

Carreras ha informado a Guía sobre el detallado estudio que el ITJ está realizando sobre dicha propuesta, así como sobre su incidencia sobre los compromisos socioeconómicos vinculados al proyecto, de acuerdo con las reglas del concurso. También ha confirmado a Guía la voluntad del ITJ de que la capacidad de acceso a la red eléctrica del Nudo Mudéjar que finalmente no utilice el proyecto de Enel sea aprovechada por otros proyectos en beneficio del territorio, empleando mecanismos propios de transición justa, descartando la celebración de un nuevo concurso.

La directora del ITJ ha querido dejar claro que la capacidad sobrante “no se pierde”. “Es muy importante asegurar que esa capacidad se quede en el territorio con criterios de transición justa y por eso estamos trabajando en las opciones administrativas para que así sea”. Eso, ha explicado, “no significa un nuevo concurso”, y ha recordado que hubo “una lista de adjudicatarios muy larga”. “Estamos trabajando para ver cómo ofrecérsela a los siguientes adjudicatarios”, ha incidido.

520 millones en ayudas

Carreras ha recordado que el ITJ ya ha concedido 520 millones de euros en ayudas a 180 proyectos empresariales, municipales y de restauración ambiental, junto con ayudas sociales; y ha insistido en que el ITJ seguirá trabajando con el alcalde de Andorra y la zona afectada para seguir apoyando el territorio, incidiendo en que en el segundo semestre de este 2026 habrá una nueva convocatoria de ayudas.

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

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

Los municipios afectados por el Nudo Mudéjar han cerrado filas con el Gobierno de Aragón para exigir una respuesta inmediata tras la reducción del proyecto energético de 1.844 a 406 MW. La decisión, conocida tras casi seis años desde el cierre de la térmica de Andorra, genera “incertidumbre” y obliga a buscar alternativas que garanticen inversión, empleo y futuro para la provincia de Teruel.

El origen del proyecto se remonta a 2021, cuando el Ministerio para la Transición Ecológica convocó el concurso del nudo de transición justa de Andorra (Nudo Mudéjar) para reindustrializar la zona tras el cierre de la central térmica, clausurada en 2020. La adjudicación, resuelta en 2022 a favor de Endesa —a través de Enel Green Power—, se plantó sobre una petición de más de 1.800 MW vinculados a una inversión millonaria, creación de empleo y proyectos asociados al territorio.

Sin embargo, el desarrollo del proyecto ha acumulado retrasos y no fue hasta febrero de 2026 cuando el Ministerio emitió la declaración de impacto ambiental (DIA), que recortó de forma significativa el alcance inicial por condicionantes ambientales. La situación del proyecto de Enel (Endesa) ha dado un vuelco drástico un mes después debido a limitaciones ambientales que han reducido la potencia solicitada, provocando que la inversión caiga de 1.600 a 350 millones de euros.

Este lunes, los alcaldes de diez municipios afectados por la resolución del Nudo Mudéjar han trasladado al Gobierno de Aragón su preocupación por el impacto del recorte del proyecto energético y han acordado mantener una posición común para exigir soluciones, tanto a la empresa adjudicataria como al Ministerio para la Transición Ecológica y el Reto Demográfico (Miteco).

En la reunión han participado Miguel Iranzo (Alcorisa, PP), Pedro Bello (La Puebla de Híjar, IU), Víctor Manuel de la Sierra (Lécera, PP), Rafael Guía (Andorra, PSOE), Alfonso Pérez (Samper de Calanda, PSOE), Celia Trullón (Albalate del Arzobispo, PSOE), Miguel Ángel Estevan (Alcañiz, PP), Jesús Antonio Puyol (Híjar, PP), Carlos Ros Monfort (Ariño, PSOE) y Luis Javier Gómez (Jatiel, PSOE), junto a la vicepresidenta del Gobierno de Aragón, Mar Vaquero; la secretaria general técnica, Cristina Asensio; y la directora general de Energía y Minas, Yolanda Vallés.

Tras el encuentro, los ediles han coincidido en subrayar la necesidad de actuar con unidad y responsabilidad ante una decisión que, aunque tiene distinto grado de afección en cada municipio, impacta en todo el territorio.

El alcalde de Andorra, Rafael Guía —que ha actuado como portavoz de los regidores municipales—, ha adoptado una postura de máxima exigencia frente a los plazos, denunciando que el territorio lleva casi seis años en una “espera insoportable” desde el cierre de la central térmica. Para el edil, el tiempo de las promesas y las prórrogas ha terminado, y considera inaceptable que la burocracia o los cambios en el proyecto sigan dilatando la llegada de la reindustrialización. Guía sostiene que la comarca ha cumplido con su parte de responsabilidad y paciencia, por lo que ahora urge al Ministerio y a Enel a pasar de los anuncios a las realidades materiales sobre el terreno sin más demoras.

Respecto a las alternativas de Enel (Endesa), el alcalde rechaza tajantemente que el recorte en la potencia instalada de los parques renovables sirva como pretexto para reducir el plan de acompañamiento industrial. Su posición es firme: el compromiso de creación de empleo y las fábricas proyectadas deben mantenerse íntegros, ya que fueron la base por la que la empresa ganó el concurso del Nudo Mudéjar. Guía defiende que, si Endesa no puede ejecutar toda la potencia prevista por las restricciones ambientales, esa capacidad sobrante debe liberarse de inmediato para que otros proyectos y empresas puedan aprovecharla, garantizando así que no se pierda ni un solo puesto de trabajo de los prometidos originalmente.

Además, el mandatario andorrano ve en la resolución de las declaraciones de impacto ambiental un punto de inflexión que elimina cualquier “excusa” técnica que tuviera la compañía. Al ser ahora un proyecto con plenas garantías legales y ambientales, Guía exige que se inicien las obras de las alternativas industriales de forma inminente. Su mensaje es claro: la prioridad absoluta es blindar el desarrollo socioeconómico de los municipios afectados, asegurando que la transición energética sea justa y que la pérdida de megavatios de Enel se compense con una diversificación industrial que no dependa exclusivamente de las decisiones de una sola eléctrica.

Respecto al Miteco, el alcalde —que este martes tiene una entrevista en agenda—  mantiene una postura de exigencia directa, recordando que el Ministerio es el garante último de que la Transición Justa no sea un eslogan vacío. Guía considera que el “varapalo ambiental” emitido por el Ministerio no debe ser el final del camino, sino el inicio de una renegociación urgente. Su mensaje hacia Madrid es que, si el Gobierno ha limitado la potencia a Endesa por razones ecológicas, tiene ahora la responsabilidad política de buscar mecanismos legales para que esos megavatios sobrantes se queden en el territorio y no se pierdan en la red general.

El Gobierno de Aragón abandera

El diagnóstico es compartido con el Gobierno de Aragón porque no se trata solo de un problema local, sino de un golpe a un proyecto estratégico para toda la comunidad. “No estamos hablando solo de unos municipios, sino del conjunto de la provincia de Teruel y de Aragón”, ha señalado la vicepresidenta en funciones del Gobierno de Aragón, Mar Vaquero.

El Nudo Mudéjar estaba llamado a ser el eje de la reindustrialización de una zona marcada durante décadas por la dependencia del carbón. La reducción de la capacidad prevista —de 1.200 a 400 megavatios— supone, según ha advertido la vicepresidenta, un freno a las expectativas generadas durante años: “Lo que se consigue es frustrar unas expectativas que tenían que servir para compensar el esfuerzo de tantas décadas del territorio”.

El Gobierno de Aragón ha defendido la necesidad de articular una respuesta conjunta y ha señalado directamente a dos interlocutores: el Ministerio para la Transición Ecológica (MITECO) y Enel Green Power, adjudicataria del concurso.

Al Ministerio ya se le ha remitido un acuerdo del Consejo de Gobierno en el que se rechaza la nueva situación y se solicita que la capacidad de acceso a la red que no se utilice pueda destinarse a nuevos proyectos industriales o tecnológicos. “Es necesario que se ofrezcan alternativas”, ha insistido Vaquero.

El Ejecutivo autonómico solicitará una reunión con el Miteco —sin confirmar aún— y aspira a que en ella participen tanto el Gobierno como una representación de los alcaldes. “El Gobierno de Aragón defenderá los intereses de los municipios porque este es un proyecto estratégico para toda la comunidad”, ha afirmado.

En paralelo, se pedirá un encuentro con Enel para que explique las razones de la reducción del proyecto, que la empresa vincula a su viabilidad económica. “A Enel hay que exigirle que cumpla con las condiciones del concurso”, ha añadido.

El calendario sitúa en junio la resolución sobre la autorización administrativa previa, un plazo que el Ejecutivo considera clave para intentar influir en el desarrollo del proyecto. No obstante, ha advertido de que el retraso acumulado es ya irrecuperable: “El retraso de seis años es irrecuperable. Lo que no podemos permitir es seguir acumulando retrasos”.

Por ello, el Gobierno de Aragón reclama que el Ministerio esté trabajando ya en alternativas que permitan atraer nuevas inversiones a la zona. “Hay zonas que no pueden esperar para su reindustrialización”, ha subrayado Vaquero.

En cuanto a posibles compensaciones también desde el Ejecutivo autonómico, Vaquero ha señalado que, por el momento, la prioridad es garantizar alternativas reales. “Las compensaciones que pedimos son alternativas que garanticen inversión, empleo y desarrollo”, ha explicado, sin descartar futuras acciones: “Llegado el caso, se estudiará la necesidad de pedir responsabilidades”.

El Gobierno de Aragón ha reiterado además su apoyo “sin fisuras” a los municipios y su compromiso de acompañarlos en sus reivindicaciones. Sobre los plazos para un eventual plan alternativo, el Ejecutivo autonómico ha insistido en que “es el Ministerio quien tiene que dar los plazos y plantear las alternativas”.

Desbloquear la situación

Pese a la urgente necesidad de no dilatar más procesos en el teimpo, lo que a muchos no se les escapa es que el calendario de la transición justa para el Nudo Mudéjar no será tan rápido, si se tiene que rehacer, invalidando los hitos temporales pactados. Tras seis años de espera desde el cierre de la térmica, el recorte del 75% de la potencia de Endesa y la necesidad de tramitar nuevas Declaraciones de Impacto Ambiental para cualquier alternativa obligan a reiniciar el cronómetro administrativo. Esta situación sitúa al territorio en una nueva fase, ya que la fabricación de electrolizadores o plantas de reciclaje genera incertidumbre ante la caída de la potencia renovable que debía alimentarlos, así como por los contratiempos en proyectos de hidrógeno verde como Catalina.

Ante este escenario, la posible readjudicación de los 796 MW liberados por Endesa a nuevos actores industriales abre un proceso de licitación que puede añadir años de burocracia adicional. Mientras el alcalde de Andorra y los municipios afectados exigen concreción inmediata para frenar la sangría económica, la realidad técnica dirá si el plan de reindustrialización ha vuelto a la casilla de salida. Lo único seguro es que el vuelco de marzo de 2026 confirma que los plazos originales son ya físicamente imposibles de cumplir, forzando al Ministerio y a las empresas a diseñar un nuevo cronograma que encaje en las actuales exigencias ambientales.

José Bogas pondrá fin en la próxima Junta General de accionistas, que se celebrará el 28 de abril, a su etapa como consejero delegado de Endesa, tras casi 12 años al frente de la eléctrica.

No será la retirada definitiva del directivo, que cumple 71 años este 2026, ya que seguirá en Endesa con un asiento como consejero -con la condición de otro externo- en el órgano rector de la compañía, según consta en la convocatoria de junta general de accionistas remitida por la compañía a la Comisión Nacional del Mercado de Valores (CNMV).

Bogas ha superado la edad de jubilación incluida en las políticas del grupo Enel, que es de 67 años para puestos ejecutivos.

Bogas deja así las labores ejecutivas de una compañía en la que ha pilotado durante más de una década -con tres mandatos- la transformación en un contexto marcado por la transición energética, el impulso de las renovables y la electrificación de la economía.

Ingeniero industrial por la Escuela Técnica Superior de Ingeniería ICAI, donde se tituló en 1978, en 1982 desembarcó en la eléctrica, que entonces era todavía empresa pública, como jefe de sección de estudios de mercado en el Departamento de Planificación.

Desde ahí fue escalando en el organigrama de la compañía, pasando prácticamente por todos los principales puestos, hasta que en 2014, cuando era el director general del negocio en España y Portugal, fue designado consejero delegado, sucediendo en el cargo a Andrea Brentan, ya con la energética bajo el paraguas de la italiana Enel, su máximo accionista y que en 2009 había tomado el control mayoritario de la eléctrica española.

Dejó la puerta abierta a su salida

El pasado mes de febrero, con motivo de la presentación de resultados del año pasado, Bogas aseguró sentirse “con fuerza” para continuar al frente de la eléctrica, aunque subrayó que su futuro correspondía abordarlo “al consejo de Endesa y, en última instancia” a la junta general de accionistas.

“La vida es como es y las cosas son como son. Después de 45 años en Endesa, cada día que pasa es cierto que estoy más cerca de mi jubilación. Pero acataré lo que sea mejor para el grupo”, dijo.

De todas manera, bromeó con que, en el caso de poner fin a su carrera en la compañía, sería en buen momento, ya que con los resultados de 2025, cuando Endesa elevó un 16% sus ganancias, hasta 2.198 millones de euros, y pulverizar objetivos, “saldría por la puerta grande”.

El elegido que tomará el relevo de Bogas como consejero delegado está en manos de la italiana Enel, principal accionista de Endesa con una participación del 70% en su capital, que deberá llevar a la próxima junta su propuesta.

Enel tendrá así que decantarse por una opción española u italiana, como se ha venido rumoreando últimamente, para pilotar la que es la 'joya de la corona' dentro de sus filiales.

El Nudo Mudéjar de Andorra comienza un proceso de desbloqueo tras la declaración de impacto ambiental (DIA) del Mininisterio de Transición Ecológica y el Reto Demográfica, un documento que, aunque reduce el ambicioso proyecto de energías renovables de la filial de Endesa, Enel, deja la vía abierta para que la eléctrica reformule el proyecto y ponga en marcha el plan de acompañamiento comprometido tras el cierre de la central térmica de Andorra hace casi seis años, que se cobró casi 500 empleos en la zona minera turolense.

La DIA, que está pendiente de publicarse esta semana en el Boletín Oficial del Estado (BOE), ha frenado posiciones de los parques en proyecto, si bien ello no tiene por qué afectar a la potencia en términos de megavatios (MW), que quedaría en torno a dos tercios de lo previsto. La potencia de evacuación está vinculada a los 1.200 MW que generaba la térmica, pero el proyecto impulsado por Enel Green Power España (EGPE), filial de Endesa, dentro del denominado Nudo Mudéjar, solicitaba una cantidad superior, 1.844 MV —entre eólica, fotovoltaica y almacenamiento en baterías—, con lo que aspiraba a convertirse en el mayor desarrollo renovable de España. Dicho macrocomplejo quedará reducido a casi el 60% tras la DIA del Miteco, que considera ambientalmente incompatibles buena parte de las instalaciones previstas.

El plan original contemplaba siete parques eólicos, siete plantas solares fotovoltaicas (hibridadas con los parques eólicos), dos sistemas de almacenamiento con baterías, 14 subestaciones eléctricas y 154 kilómetros de líneas de alta tensión.

La inversión prevista oscilaba entre 1.300 y 1.800 millones de euros y formaba parte del concurso público convocado por el Ministerio para la Transición Ecológica y el Reto Demográfico (Miteco) tras el cierre de la central de carbón en junio de 2020. El objetivo era doble: descarbonizar el sistema eléctrico y compensar la pérdida de empleo en las comarcas mineras.

Sin embargo, la evaluación ambiental ha obligado a eliminar 104 de los 156 aerogeneradores proyectados, descartar por completo dos parques eólicos (Empeltre y El Castillo), suprimir una planta solar (San Martín), reducir hasta un 50% la superficie de otras cuatro plantas fotovoltaicas y recortar la mayor instalación de baterías, lo que supone que 1.000 MW quedan fuera del desarrollo inicial, tal y como informa 'Heraldo de Aragón'.

Plan garantista: impactos críticos sobre la biodiversidad

La razón del recorte es claramente ambiental por el impacto acumulativo sobre especies protegidas y espacios de alto valor ecológico. La resolución ambiental concluye que varias infraestructuras afectan a zonas de Especial Protección para las Aves (ZEPA), áreas críticas y territorios de nidificación y espacios vinculados a la Red Natura 2000.

Entre las especies sensibles figuran el águila real, el águila perdicera, el alimoche, el cernícalo primilla y la alondra ricotí, algunas catalogadas como vulnerables o en peligro de extinción.

Los riesgos no se limitan a la colisión con aerogeneradores o líneas eléctricas. También se señala fragmentación y pérdida de hábitats, alteraciones geológicas y contaminación lumínica significativa en un radio de hasta 35 kilómetros. Este último aspecto es especialmente relevante porque podría comprometer la aspiración de la zona a convertirse en destino de turismo astronómico.

Además, el proyecto deberá cumplir condiciones estrictas como el soterramiento parcial de líneas de alta tensión, instalación de dispositivos salvapájaros cada cinco metros y distancias mínimas de hasta cinco kilómetros respecto a nidos y áreas de descanso de determinadas aves.

A juicio del alcalde de Andorra, Rafael Guía, el plan es “garantista” porque el respeto riguroso de estrictos parámetros ambientales puede evitar futuras judicializaciones.

Desbloqueo a un plan para la comarca

Pese al varapalo, el proyecto no se paraliza. Alrededor de 800 MW han obtenido aval ambiental tras quince meses de análisis técnico y múltiples informes autonómicos y estatales, por lo que el Nudo Mudéjar seguirá siendo una de las mayores actuaciones renovables del país, aunque lejos de la magnitud inicialmente prevista.

Sin embargo, la reducción de potencia no es solo un ajuste técnico: tiene consecuencias económicas directas. EGPE había estimado más de 6.300 empleos durante la fase de construcción hasta 2029; alrededor de 500 empleos duraderos vinculados a un plan de acompañamiento industrial e iniciativas asociadas como fábricas de componentes, plantas de reciclaje de paneles solares, centros logísticos o ampliaciones turísticas.

La empresa depositó 221 millones de euros en garantías ante el ministerio para asegurar el cumplimiento de los compromisos socioeconómicos. Ahora, con el proyecto recortado casi a la mitad, el alcance real de esas inversiones queda en revisión.

No obstante, el alcalde de Andorra valora positivamente que el ministerio “haya desbloqueado el proyecto, porque era el pretexto para no desarrollar el plan de acompañamiento” que la comarca lleva esperando casi seis años. Rafael Guía recuerda que el cierre de la central generó la pérdida de casi 500 empleos directos e indirectos. Desde entonces, de los 370 trabajadores estables, muchos han sido desplazados por la empresa a otros parques pero los de las subcontratas han tenido que salir fuera a trabajar, si bien, la mayoría siguen empadronados en la localidad. “No somos optimistas, somos prudentes, porque la actividad económica no es la misma que hace cinco años”, admite Guía, quien aplaza su valoración final hasta conocer la reformulación del proyecto que deberá presentar Endesa.

‘Renovables sí, pero no a cualquier precio’

El caso del Nudo Mudéjar ilustra un punto clave de la transición energética para sustituir el carbón por renovables pero no es simplemente cuestión de instalar megavatios. La planificación debe equilibrar producción eléctrica, biodiversidad y desarrollo territorial.

El Ministerio ha optado por permitir el avance del proyecto, pero imponiendo una “compatibilidad efectiva” entre generación renovable y preservación ambiental, tal como recoge la DIA comunicada a Endesa el pasado 17 de febrero. El Boletín Oficial del Estado (BOE) publicará la declaración dos años después de que el Miteco abriese el proceso de información pública. Fuentes de Endesa, que no han querido ofrecer una valoración sobre la decisión ministerial, han confirmado que tienen un mes para analizar la declaración ambiental y trabajar en un replanteamiento, fase en la que ya se encuentran trabajando equipos de la eléctrica.

El ajuste aplicado al Nudo Mudéjar marca un precedente, del que estarán más o menos satisfechos los colectivos y plataformas que hace una semana anunciaron una demanda penal conjunta contra los macroproyectos renovables de la empresa aragonesa Forestalia, si bien el nudo de Enel, como el de otras grandes empresas, no se incluyen en las reclamaciones de un despliegue renovable que consideran prioritario, pero no a cualquier precio.

Endesa obtuvo un beneficio neto de 2.198 millones de euros en 2025, un 16% más que en 2024, y ha presentado un plan estratégico con un récord de inversión de 10.600 millones para el periodo 2026-2028.

Le eléctrica supera así los objetivos que se había marcado para el año y en los que apuntaba a unas ganancias de unos 2.000 millones de euros.

Los ingresos de la eléctrica el año pasado ascendieron a 21.424 millones de euros, con un aumento del 0,5% frente a los 21.307 del ejercicio 2024.

Según ha informado este martes a la Comisión Nacional del Mercado de Valores (CNMV), el resultado bruto de explotación (ebitda) ascendió a 5.756 millones, un 9% más que un año antes, mientras que el beneficio ordinario neto fue de 2.351 millones, un 18% más.

La energética también ha presentado su plan estratégico para 2026-2028, en el que eleva un 10% el volumen inversor respecto al plan anterior y reserva 5.500 millones para reforzar la red eléctrica.

En él, Endesa ha defendido que se extienda la vida de las centrales nucleares en España, en función del cumplimiento de las hipótesis del Plan Nacional Integrado de Energía y Clima (Pniec), respecto de las fechas de cierre previstas “para seguir aportando firmeza, y reduciendo costes y emisiones del sistema eléctrico”.

La compañía ha explicado que, en condiciones de igualdad fiscal respecto de otras tecnologías, el coste de sustituir el perfil de dicha energía por un 'mix' de solar, baterías y centrales de gas “resultaría ser el doble que el de la nuclear”, informa la agencia EFE.

En este sentido, Endesa ha destacado que la tecnología nuclear resulta “la más competitiva y eficiente” respecto a cualquier alternativa.

Por ello, ha reiterado la necesidad de adaptar el calendario de cierre nuclear a la evolución real del Pniec, para reforzar la seguridad de suministro “ante el retraso significativo” en los objetivos de potencia eólica y almacenamiento de cara a 2030.

Tal como recuerda en la misma nota, Endesa pidió a finales del año pasado la prórroga para los dos reactores de la central extremeña de Almaraz hasta 2030. Lo hizo junto con las otras dos propietarias de la planta: Iberdrola (primer accionista con el 53 %) y Naturgy.

En 2019, las propietarias de las instalaciones (Iberdrola, Endesa, Naturgy y EDP) y la Empresa Nacional de Residuos Radiactivos (Enresa) acordaron el cese de explotación ordenado de las centrales nucleares en el horizonte 2027-2035.

La decisión vino motivada principalmente por el incremento de los costes fiscales, que dejaron a las plantas al borde de la inviabilidad económica.

Si no se modifica el calendario, Almaraz I será la primera en cerrar (1 de noviembre de 2027), seguida de Almaraz II (31 de octubre de 2028). En 2030 se desmantelarán Ascó I y Cofrentes; en 2032, Ascó II, y en 2035, Vandellós II y Trillo.

Sobre este horizonte se yergue la política energética del Gobierno, que en su Pniec certificó el acuerdo e impulsó una transición energética basada en el despliegue de fuentes autóctonas, las renovables.

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 compañía eléctrica Endesa ha comunicado a sus clientes que ha sufrido un ciberaataque en el que se ha producido la sustracción de sus datos personales y financieros. Los afectados pertenecen tanto a Endesa Energía, la comercializadora de mercado libre, como a Energía XXI, que opera en el mercado regulado. Fuentes de la compañía han explicado a este medio que aún no pueden informar del número exacto de afectados.

Según detalla el comunicado enviado a los usuarios, la investigación interna indica que los ciberdelincuentes han tenido acceso a una base de datos que incluye nombres, apellidos, datos de contacto y números de Documento Nacional de Identidad (DNI). Asimismo, la brecha de seguridad ha expuesto información relativa a los contratos de energía y, en determinados casos, los códigos IBAN de las cuentas bancarias asociadas a los pagos. La compañía especifica que las contraseñas de acceso de los usuarios no se han visto comprometidas en este incidente.

Entre ambas comercializadoras suman unos diez millones de usuarios en total. Sin embargo, antiguos clientes de Endesa también están recibiendo la notificación del robo de datos, según han informado algunos de ellos a elDiario.es.

La empresa ha notificado los hechos a la Agencia Española de Protección de Datos (AEPD) y a las Fuerzas y Cuerpos de Seguridad del Estado, tal como establece la normativa. En respuesta al ataque, la compañía ha bloqueado a los usuarios cuyo acceso había sido comprometidos y ha lanzado un análisis de los registros de actividad. Endesa asegura que sus servicios operan con normalidad tras la contención del incidente.

La comunicación advierte sobre el riesgo de que los datos sustraídos sean utilizados para intentos de suplantación de identidad o para la ejecución de campañas de phishing (envío de correos fraudulentos) y spam. La eléctrica recomienda a los usuarios desconfiar de comunicaciones sospechosas y evitar facilitar información personal a fuentes no verificadas. También ha habilitado un canal de contacto (800 760 366 para los clientes de Endesa Energía, y 800 760 250 para los de Energía XXI) para resolver las dudas de los afectados.

Como alerta la compañía, este tipo de ataques suelen ser la antesala de las estafas de suplantación de identidad. En ellas, los ciberdelincuentes se hacen pasar por empresas o instituciones confiables para la víctima, ganándose su confianza gracias a los datos robados. En caso de sospecha de haber clicado en un enlace fraudulento o de haber introducido datos bancarios en páginas que podrían estar operadas por ciberestafadores, la recomendación de las fuerzas de seguridad es comunicar lo sucedido de inmediato al banco y denunciar los hechos a la Policía.

El Instituto Nacional de Ciberseguridad dispone del número gratuito 017 y del teléfono de WhatsApp 900 116 117 para resolver dudas de seguridad. Atiende a ciudadanos, empresas y profesionales y es confidencial.

Alberto Sánchez Sánchez nunca pensó que rehabilitar una casa del pueblo acabaría convirtiéndose en una batalla administrativa de más de un año. Arquitecto, natural de Used (Zaragoza) y promotor de un proyecto cultural ligado a la recuperación del patrimonio, lleva catorce meses esperando la conexión eléctrica de su vivienda, un inmueble protegido del casco histórico. Mientras él denuncia un bloqueo injustificado pese a haber cumplido todos los requisitos legales, Endesa sostiene que el retraso se debe a desacuerdos técnicos y a un conflicto con un vecino colindante que ha derivado en la paralización de la licencia municipal.

La solicitud de acometida eléctrica la presentó en octubre de 2024 ante E-Distribución, filial de Endesa y única distribuidora autorizada en Aragón. Desde entonces, según relata, ha acumulado más de cincuenta escritos, siete reclamaciones sin respuesta y meses de silencio administrativo. “He hecho todo como marca la ley, con licencias, proyectos visados y respeto absoluto al patrimonio. Y aun así estoy bloqueado”, resume.

La vivienda, situada en el casco histórico, cuenta con protección patrimonial, lo que condiciona cualquier intervención en su fachada principal. “No es un capricho: es mi obligación como propietario no tocar los muros históricos”, explica. Tras varios meses de intercambio técnico, Endesa aceptó en enero de 2025 una solución que evitaba la fachada protegida y contemplaba una acometida subterránea por la parte posterior del inmueble. Alberto firmó, pagó, ejecutó las obras con licencia municipal y remitió las fotografías que acreditaban que todo estaba listo.

En junio, un ingeniero de la compañía visitó Used y dio el visto bueno. Sin embargo, a partir de ese momento el proceso se torció. Un trazado alternativo —planteado de manera informal para facilitar la convivencia con un vecino— acabó convirtiéndose, según Alberto, en el origen del bloqueo. El vecino retiró su consentimiento y comenzó un conflicto que, a juicio del afectado, Endesa no debería haber asumido como propio. “No hay ningún pleito judicial ni duda legal sobre los límites de mi propiedad. Todo está inscrito en el Registro. Endesa no tiene potestad para cuestionarlo”, sostiene.

Desde agosto, la compañía empezó a exigirle que “adecuara la fachada”, un término que, como arquitecto, considera vacío de contenido. “Adecuar no es un concepto técnico. Durante cinco meses me han repetido lo mismo sin explicarme qué querían exactamente. Ni Consumo entendía las respuestas”, denuncia. Mientras tanto, el contador seguía sin instalarse y la casa continuaba funcionando con un generador eléctrico.

Más allá del perjuicio personal, Alberto insiste en que el proyecto trasciende lo privado. Desde 2017, la rehabilitación de la vivienda se ha concebido como un espacio para talleres de construcción tradicional, encuentros formativos y actividades culturales. “Han venido albañiles, arquitectos, estudiantes, incluso una clase de la Universidad de California. Queremos que el patrimonio sea una oportunidad, no un lastre. Pero sin luz es imposible avanzar”, lamenta.

El agotamiento ha acabado trasladándose a las redes sociales. En una publicación reciente, reconoce que es el primer año en el que no consigue cerrar el ciclo con un mensaje positivo. “Esto es violencia administrativa. Catorce meses esperando para tener luz en mi casa”, escribe.

Desde Endesa aseguran que el retraso “no es responsabilidad de la compañía” y lo atribuyen a “diversas causas”. Según su explicación, inicialmente se ofrecieron al cliente dos alternativas técnicas que fueron rechazadas. La solución final implica una red subterránea compleja y la instalación de un equipo de medida que debe colocarse en fachada.

La empresa sostiene que el punto propuesto para el contador se situaba en la fachada del vecino, que denunció la actuación ante el Ayuntamiento, lo que derivó en la paralización de la licencia de obras. En este contexto, Endesa plantea dos únicas opciones: que el cliente aporte un permiso del vecino para el paso de una red aérea o que recrezca y adecue su propia fachada para alojar el tubo de conversión, una solución que, según la compañía, el afectado rechazó inicialmente.

Asimismo, Endesa afirma que mantiene contacto con Alberto y que habló con él la semana pasada, insistiendo en que ha habido comunicación durante todo el proceso.

“Si me rindo, ellos ganan”

Para Alberto, la explicación no se sostiene. “Si el problema es el vecino, que lo digan por escrito. Lo que no es aceptable es tenerme seis meses mareándome con una supuesta ‘adecuación’ que nadie define”, afirma. Su temor es que el paso del tiempo juegue en su contra: “Si me canso y lo dejo, ellos se han librado”.

Mientras tanto, la casa sigue sin electricidad y el proyecto permanece en pausa. “He hecho todo bien, con un cumplimiento normativo estricto. Y aun así da igual. Esa es la parte más dura: sentir que cumplir la ley no sirve de nada”, concluye.

El culebrón del cierre de las centrales nucleares va a vivir otro capítulo este jueves en el Congreso de los Diputados, con la votación de una enmienda a la Ley de Movilidad Sostenible aprobada por la mayoría absoluta del PP en el Senado que pretende alargar la vida de las centrales de Almaraz (Extremadura), Ascó (Tarragona) y Cofrentes (Valencia). 

En la enmienda, que el Gobierno no ha vetado por entender que no tiene impacto para las cuentas públicas, la llave la tiene Junts, partidaria de alargar la vida de las nucleares catalanas, y que ya se abstuvo en la votación de esa enmienda en el Senado.

Si sale adelante, esta treta parlamentaria de los populares, una enmienda a una ley que nada tiene que ver con las nucleares, y de cuya aprobación depende la entrega de 10.000 millones de euros en fondos europeos, puede apuntalar las peticiones que llevan meses realizando las eléctricas para revisar el calendario de cierre de las nucleares.

Sin embargo, expertos del sector advierten de que, en la práctica, esa hoja de ruta ya está entredicho con la prórroga que han pedido las empresas para que la central de Almaraz siga operando hasta 2030.

Tras jugar al despiste durante meses con el cierre o la prórroga de la planta extremeña, sus propietarias, Iberdrola (52,7%), Endesa (36%) y Naturgy (11,3%) acordaron en octubre (la propietaria de Almaraz es una comunidad de bienes, que requiere unanimidad de los socios en sus decisiones) solicitar alargar hasta junio de 2030 el permiso de la planta cacereña. Almaraz es la primera que debe cerrar en el calendario pactado en 2019 con la empresa pública Enresa, responsable del desmantelamiento de las centrales y la gestión de los residuos radiactivos.

El plan pactado hace seis años contemplaba un apagón gradual del parque nuclear entre noviembre de 2027 y mayo de 2035, con el cierre del primer reactor de Almaraz como primera parada y la clausura del segundo grupo de la planta extremeña ya en octubre de 2028. Al margen de esta maniobra del PP, el retraso en cadena del calendario de cierre nuclear (que genera el rechazo frontal del socio de Gobierno del PSOE, Sumar) es un escenario que está sobre la mesa si se materializa la prórroga de la planta extremeña.

Retrasar a 2030 el cierre de Almaraz supondría abordar a la vez en un solo ejercicio el cierre de cuatro reactores nucleares: los dos de la planta extremeña y los de Ascó I (octubre de 2030) y Cofrentes (noviembre de 2030). Serían 4 gigavatios (GW) desconectándose en cuestión de meses. En opinión de Pedro Fresco, director general de la patronal valenciana de renovables Avaesen, este escenario “no es gestionable, y por tanto el gobierno que haya en 2030 (o año y medio antes) tendrá la soga al cuello”. 

Según Fresco, de cara a 2030 “las compañías podrán plantear las condiciones que quieran ante su posición de fuerza. Si permites esto de Almaraz, el gobierno pierde el control de la política energética y pasan a dominarla las propietarias de las nucleares”.

Como ha explicado el ex diputado de ICV y ex director del Instituto para la Diversificación y el Ahorro de la Energía (IDAE), Joan Herrera, con ese aplazamiento “se consigue para 2030 la tormenta perfecta” y ese año las empresas “pretenderán poner las condiciones para el alargue de la vida de los reactores”, con lo que Herrera ha calificado como “el cuarto rescate nuclear. Así, la política energética podría volver a decidirse ”en un taxi“, como tantas veces en el pasado”.

Por los aires

En un reciente artículo en Agenda Pública, Fresco apuntaba que cerrar casi de golpe esos cuatro reactores en 2030 haría saltar “por los aires cualquier criterio de cierre escalonado y progresivo” y supondría “la detonación de la política energética del país”, porque haría muy difícil instalar los 30.000 megavatios (MW) de renovables que actualmente tienen autorización de construcción y cerca de 5.000 MW proyectos de almacenamiento en baterías que están en tramitación. La explicación es sencilla: no hay hueco para tanto.

En palabras de Fresco, “si mañana el Gobierno de España reabre el melón nuclear seguramente no se construirá prácticamente nada. Deshacer el pacto nuclear destruiría la previsibilidad de nuestra política energética, paralizaría la inversión y dejaría morir miles de proyectos que han estado muchos años en tramitación, tirando a la basura grandes esfuerzos y llevando a la ruina a cientos de empresas”. 

Hay que recordar que el Plan Nacional Integrado de Energía y Clima (PNIEC), cuyos objetivos el Gobierno revisó al alza hace poco más de un año, establece que de aquí a 2030 tendrían que instalarse en España otros 30 GW de fotovoltaica, sumando autoconsumo (ahora hay unos 47 instalados) y otros 37 GW de eólica (ahora hay unos 33). Esto es ya prácticamente inviable con el escenario actual, aun sin prórroga nuclear, con una demanda eléctrica que no despega, lo que reduce drásticamente la rentabilidad de los proyectos renovables. El PNIEC prevé un aumento del consumo de unos 80 TWh entre 2019 y 2030 que no se está materializando ni por asomo.

Una de las claves que explican el giro de las empresas con la nuclear está en el precio del gas. Esta materia prima determina lo que cobran los reactores en el mercado mayorista. Cuando en 2019 se pactó el cierre escalonado del que ahora las eléctricas reniegan, cotizaba por debajo de los 15 euros el megavatio hora (MWh), cuando ahora está en unos 30 euros. 

Y una muestra de cómo ha cambiado la situación es un vistazo a la evolución de las cuentas de la filial nuclear de Iberdrola, que en 2020, meses después de la firma de ese protocolo de intenciones con Enresa, y con los precios del ‘pool’ en mínimos históricos, se anotó unos números rojos récord de 240 millones. Sin embargo, en 2021, con el gas empezando a dispararse, Iberdrola Generación Nuclear puso fin a las pérdidas que venía registrando de forma constante desde su creación en 2012 (casi 1.100 millones).

Y en los últimos cuatro ejercicios se ha anotado un beneficio total de cerca de 1.270 millones, pese a la “asfixiante” presión fiscal que soportan los reactores, según la expresión que utiliza desde hace años el principal lobby del sector, Foro Nuclear, y que ha hecho suya el PP. En el caso de Iberdrola, su filial nuclear ya ha borrado de sobra las pérdidas de la década anterior, cuando la mayor eléctrica española forzó el cierre de la nuclear de Santa María de Garoña (Burgos) en contra de los deseos del Gobierno de Mariano Rajoy.

Las empresas han aprovechado el apagón del 28 de abril para poner sobre la mesa una supuesta capacidad de las nucleares para controlar la tensión eléctrica (clave en ese histórico cero energético) de la que estas plantas carecen, según ha reconocido recientemente la patronal sectorial Aelec. 

El Ministerio para la Transición Ecológica ha dejado la decisión sobre Almaraz en manos de lo que determine el Consejo de Seguridad Nuclear (CSN). La vicepresidenta Sara Aagesen, que este miércoles convocó a los medios para presentar un nuevo paquete de ayudas a la descarbonización y la competitividad en un acto que discurrirá paralelo al debate de este jueves en el Congreso, asegura que no ha cambiado su posición sobre este asunto porque no se han cruzado “las tres líneas rojas” que marcó en mayo el presidente del Gobierno, Pedro Sánchez: que la prórroga garantice la seguridad del suministro, que no esté en riesgo la seguridad radiológica y que no suponga un extracoste para el contribuyente.

Pragmatismo

El pasado fin de semana, Pedro Sánchez aseguró en una entrevista en El País que el Gobierno “no tiene una posición en absoluto dogmática, sino pragmática” sobre las nucleares. “¿A qué me refiero? A que si las propietarias de las centrales nucleares garantizan la seguridad de los territorios y de la provisión energética, y no nos piden a los españoles que paguemos más impuestos para ellos hacer caja, pues estamos dispuestos a estudiar cuál es su alternativa, cuál es su propuesta. Pero tienen que cumplir con esas tres exigencias que, a mi juicio, son de puro sentido común”.

El pasado lunes, el candidato socialista a la presidencia de la Junta de Extremadura, Miguel Ángel Gallardo, se mostró “seguro” de que el Ejecutivo central “va a prorrogar” la vida útil de Almaraz y afirmó que había un “compromiso” para ello.

Las empresas han pedido la prórroga tras anunciar la presidenta extremeña, María Guardiola, una rebaja progresiva de la ecotasa que cobra la región a la planta, poco antes de anticipar las elecciones autonómicas del próximo diciembre.

Las eléctricas han pedido esa miniprórroga sin poner “ninguna condición”, en palabras de Aagesen, y tras “renunciar a la rebaja fiscal” que exigían al Gobierno central desde hace meses. Una rebaja definida por el anterior presidente de Enresa, José Luis Navarro, como un “rescate” y un “farol” de Iberdrola, el accionista mayoritario de la planta. Según Navarro, en 2019 la eléctrica “quería cerrar a toda costa a los 40 años de operación comercial (en 2023-2024), porque pensaba que en pocos años la energía nuclear dejaría de ser rentable”. 

“Ahora Iberdrola cree que se equivocó, por el incremento de las expectativas de precios futuros de la electricidad a medio plazo (”It’s the economy, stupid“). Y para justificar su giro de 180º, otro más de una larga lista, ha invertido ingentes recursos en campañas mediáticas para trasladar al imaginario colectivo la supuesta asfixia fiscal y las bondades de lo que antes denostaba, marcándose el farol, por si colaba, de exigir condiciones. Afortunadamente, no se ha pagado el rescate”, según Navarro.

En un artículo en Cinco Días, el extremeño ha avisado de que, aun con la subida, en vigor desde el año pasado, de la denominada Enresa, que financia la gestión de los residuos y el almacenamiento (y que pagan los reactores mientras funcionan), “el importe acumulado que Almaraz habrá dedicado a la gestión de sus residuos y a su desmantelamiento, hasta el final de su vida, será muy inferior al de centrales semejantes de Europa y EE. UU.”

Iberdrola, Endesa y Naturgy han acordado este jueves presentar al Gobierno la solicitud formal para aplazar hasta junio de 2030 el cierre de la central nuclear de Almaraz, cuyos dos reactores está previsto que se desconecten en 2027 y 2028, según el calendario que las empresas y el Gobierno pactaron en 2019. La prórroga haría coincidir el cierre de la planta extremeña con los de Ascó I, en Tarragona (octubre de 2030), y Cofrentes, en Valencia (noviembre de 2030).

La junta de administradores y la asamblea de socios de Centrales Nucleares Almaraz-Trillo, A.I.E. (CNAT), donde son socios las tres grandes eléctricas (Iberdrola tiene un 53%, Endesa un 36% y Naturgy un 11%), ha acordado en sesión extraordinaria este jueves solicitar oficialmente al Ministerio para la Transición Ecológica y Reto Demográfico la modificación de la autorización de explotación de los dos grupos de la Central Nuclear de Almaraz “para extender su operación hasta junio del año 2030”, informaron en un comunicado.

CNAT reiteró su compromiso para seguir operando la planta “de forma segura, fiable y eficiente, manteniendo los altos estándares que la sitúan entre las mejores centrales del mundo”. Las eléctricas consuman así la petición que ya avanzaron hace unos días, renunciando por ahora a la exigencia de reducir la fiscalidad de las plantas, una de las líneas rojas que ha planteado el Gobierno para estudiar la ampliación del calendario de cierre de Almaraz.

Transición Ecológica ha confirmado que ha recibido la petición formal y ahora la trasladará al Consejo de Seguridad Nuclear (CSN), “al objeto de que el regulador pueda valorar la solicitud y emitir su preceptivo informe”.

Este mismo jueves, la ministra Sara Aagesen reiteró, en declaraciones a la prensa, que “el Gobierno no abre ni cierra instalaciones” y que “son las empresas las que en el año 2019 dijeron que querían cerrar”, por lo que serán ellas las que tendrán que presentar la solicitud para ampliar esa vida útil. Aagesen insistió en esas “tres condiciones contundentes” marcadas por el Gobierno, que pasan por garantizar la seguridad de los ciudadanos desde una perspectiva radiológica, que no suponga un mayor coste para los ciudadanos y los contribuyentes y que sea conveniente para garantizar la seguridad de suministro.

En su comunicado, CNAT señaló que Almaraz es una “infraestructura esencial” que suministra más del 7% de la electricidad consumida en España, cifra equivalente a cuatro millones de hogares, “gracias al trabajo y compromiso del equipo humano de unas 4.000 personas que trabajan en y para la central nuclear en su zona de influencia (además de las 1.200 personas adicionales que se incorporan en cada recarga)”.

Asimismo, puso en valor que la instalación es “el principal motor socioeconómico de su entorno y una de las mayores industrias de Extremadura”, generando puestos de trabajo de alta cualificación y larga duración, además de tener un efecto tractor sobre otras industrias.

También destacó que, situada en el nivel 1 de excelencia de la industria nuclear, según la Asociación Mundial de Operadores de Centrales Nucleares (WANO), Almaraz cumple con todos los requisitos de la Revisión Periódica de Seguridad aprobada por el CSN en el año 2020, y vigente hasta el año 2030.

“Además, cuenta con un riguroso sistema de control basado en evaluaciones externas y auditorias. Con una inversión anual de 50 millones de euros para la mejora, actualización y modernización de sus equipos, la Central de Almaraz se encuentra en las mejores condiciones técnicas para seguir operando como ya lo hace la Central de North Anna (Virginia, EE. UU.), gemela de Almaraz”, añadió al respecto.

El detonante que ha finalmente ha inclinado a las empresas a pedir la prórroga (al ser una comunidad de bienes, se requiere unanimidad en las decisiones de los socios) ha sido la rebaja gradual de la ecotasa extremeña que anunció hace unas semanas la presidenta regional, María Guardiola, antes de convocar elecciones anticipadas para el próximo 21 de diciembre.

El pasado mes de junio, Endesa e Iberdrola ya presentaron por carta al Ministerio (y al margen de Naturgy) una propuesta para extender la vida útil de las centrales nucleares. El gabinete dirigido por Sara Aagesen trasladó también por carta a ambas compañías la posición del Gobierno, que pasaba por marcar esas líneas rojas para tramitar una petición formal.

A principios de la pasada semana el tema nuclear dio ese nuevo giro, después de que tras la rebaja fiscal gradual anunciada por Guardiola, Iberdrola, Endesa y Naturgy acordaran trabajar en la gobernanza para presentar “cuanto antes”, al Ministerio la solicitud formal de continuidad para Almaraz, con carácter previo a la entrega de documentación al CSN.

Tanto Iberdrola como Endesa han puesto claramente sobre la mesa la ampliación de la vida útil de las centrales nucleares, siempre que se den las condiciones propicias para ello, defendiendo la ventaja económica para los consumidores, la seguridad de suministro y la garantía estratégica de autonomía del país.

También Naturgy ha respaldado en varias ocasiones una ampliación de la vida útil de Almaraz hasta 2030 para, posteriormente, repensar el futuro de la nuclear en España.

El beneficio conjunto de Iberdrola, Endesa y Naturgy ha alcanzado los 8.686 millones de euros hasta septiembre de este año, lo que supone un aumento del 2,7% frente a los 8.455 millones del mismo periodo de 2024, en un ejercicio en el que, según las presentaciones de resultados que acaban de comunicar las tres compañías, se disponen a superar ampliamente los 10.000 millones de beneficio anual, frente a los cerca de 9.400 millones de ganancias que obtuvieron en todo 2024.

De esos 8.686 millones ganados hasta septiembre, 5.307 millones corresponden a Iberdrola, otros 1.711 millones a Endesa, y 1.668 millones a Naturgy. En el caso de Iberdrola, presentó sus resultados el martes, con un descenso de los beneficios del 3% en los nueve primeros meses de este año, por las menores plusvalías de este ejercicio.

La primera eléctrica española, cuyo presidente, Ignacio Sánchez Galán, confirmó el martes que la solicitud de prórroga de la central nuclear de Almaraz (cuya propiedad Iberdrola comparte con Endesa y Naturgy) se extenderá hasta 2030, ha mejorado sus previsiones para 2025, con un crecimiento de dos dígitos en el beneficio neto ajustado, hasta el entorno de los 6.600 millones, mientras que el resultado neto de Iberdrola superará al cierre del año los 6.200 millones, sin contar con 389 millones ya cobrados por costes pasados de redes en los Estados Unidos.

Por su parte, Endesa ha anunciado este miércoles un beneficio de 1.711 millones hasta septiembre, un 21,9% más, y ha ratificado sus objetivos para el ejercicio 2025, en el que apunta a un beneficio neto ordinario de unos 2.000 millones y un beneficio bruto de explotación (Ebitda) de entre 5.400 y 5.600 millones.

Hasta septiembre, los ingresos de Endesa crecieron un 1,2%, hasta 15.948 millones, y el Ebitda fue de 4.224 millones, un 8,8% más, impulsado, entre otros factores, por la desaparición del impuesto extraordinario al sector del 1,2% que se puso en marcha en la crisis energética tras la invasión de Ucrania.

El resultado neto ordinario de Endesa alcanzó hasta septiembre los 1.735 millones, un 26,1% más. Las inversiones brutas fueron de 1.358 millones, un 0,9% más, y la deuda neta creció un 11% respecto al cierre de 2024, hasta 10.300 millones, como consecuencia del pago de unos 1.500 millones en dividendos y la ejecución del segundo tramo del plan de recompra de acciones -unos 450 millones-. La ratio de apalancamiento de la filial de la italiana Enel se mantiene en 1,8 veces a finales del periodo.

En una conferencia con analistas, el consejero delegado de Endesa, José Bogas, cifró en 17 euros de promedio los costes asociados a la operación reforzada que está aplicando Red Eléctrica (REE) tras el histórico apagón del pasado 28 de abril, por el que ninguna empresa ha dotado provisiones (tampoco Redeia, matriz de REE, que también este miércoles ha anunciado un beneficio de 390 millones hasta septiembre, un 4,6% menos).

Una operación reforzada cuyo impacto Iberdrola ha cifrado en 180 millones y que Endesa calcula en unos 150 millones en el conjunto de 2025, y que según Bogas “no está claro” cuánto tiempo seguirá vigente. Las empresas ya están trasladando ese coste de forma paulatina a los clientes en mercado liberalizado, a medida que vencen sus contratos, aunque no de forma inmediata. 

Bogas aseguró a los analistas que la nueva propuesta de la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia (CNMC) para retribuir la red de distribución entre 2026 y 2031 contiene algunas mejoras pero “desincentiva” la inversión y no facilita la consecución de los objetivos de la política energética del país. Y puso como ejemplo la retribución que acaba de proponer el regulador portugués, ERSE, que cifró en una rentabilidad del 7,2%, frente al 6,46% que ha propuesto el regulador español.

Endesa pide “un marco retributivo justo y razonable acorde al desafío” que se afronta y reclama que la la tasa de retribución del sector resuelva “con urgencia las asimetrías con otros países europeos y con otros sectores regulados en España”.

Bogas ha asegurado que este año Endesa ha tenido que rechazar un “significativo” número de peticiones de acceso a la red por la saturación de los nudos. A la pregunta de si es “realista” pensar que se vayan a instalar las decenas de miles de MW de proyectos de centros de datos que hay solicitados, el director Financiero de Endesa, Marco Patuano, ha dicho que parte de esa demanda es de “muchos pequeños empresarios”, sin capacidad para ponerlos en marcha, pero que piden cantidades de capacidad “pequeñas”, y los proyectos “relevantes” son de grandes nombres del sector.

Más de 2.000 millones

Por su parte, Naturgy ha anunciado también este miércoles que ganó 1.668 millones en los nueve primeros meses del año, un 5,6% más, y ha confirmado su objetivo de superar la cifra récord de 2.000 millones de ganancias en 2025 y alcanzar un Ebitda superior a los 5.300 millones.

El Ebitda del grupo, primera gasista y tercera eléctrica de España, alcanzó hasta septiembre los 4.214 millones, un 1,8% menos, en un periodo marcado por unos precios del gas y la electricidad más altos, en un contexto de tensiones geopolíticas e incertidumbre macroeconómica. Estos factores contribuyeron a un desacoplamiento entre los índices de precios del gas y del petróleo, con precios del petróleo inferiores a los de 2024. El grupo disparó el Ebitda de su negocio de generación térmica en España un 83,1%, hasta 304 millones, gracias a “una mayor demanda y producción en los mercados de servicios de ajuste”, que corresponde a esa operación reforzada de Red Eléctrica.

Así, la energética destacó que este “sólido desempeño refleja la diversificación y resiliencia de la compañía, con una combinación equilibrada de riesgos, actividades y geografías”.

Durante los nueve primeros meses del año, el grupo presidido por Francisco Reynés invirtió 1.389 millones, principalmente en redes de distribución y desarrollos renovables selectivos.

Naturgy cerró septiembre con 3,87 clientes de luz en España, un 0,6% más, frente a los 11,6 millones de Iberdrola (un 0,9% más) y los 9,71 millones de Endesa, que ha perdido casi medio millón de clientes desde enero (un 4,9% menos).

La deuda neta de Naturgy a septiembre alcanzó 12.913 millones, un 5,8% más que al cierre del año anterior. El consejo de administración de la compañía ha aprobado el pago de un segundo dividendo de 0,6 euros por acción el próximo 5 de noviembre que, junto al abonado el pasado mes de julio, totaliza 1,2 euros por acción hasta el momento. El plan estratégico de Naturgy contempla una remuneración mínima de 1,7 euros para sus accionistas, sujeta al mantenimiento del rating 'BBB'.

Iberdrola, Endesa y Naturgy han acordado este martes que van a presentar “cuanto antes” al Ministerio para la Transición Ecológica y el Reto Demográfico la solicitud formal de continuidad para la central nuclear de Almaraz (Cácerez), antes de entregar la documentación correspondiente al Consejo de Seguridad Nuclear (CSN). Fuentes conocedoras de la reunión que han mantenido las empresas explican que han renunciado por ahora a exigir al Gobierno la rebaja de impuestos al sector, como venían reclamando en los últimos meses.

Iberdrola, máximo accionista de la planta extremeña (53%), ha reafirmado “su compromiso con la extensión de vida de la central de Almaraz, al igual que han venido haciendo públicamente Endesa y Naturgy” tras la reunión, este martes, de la junta de administradores de Centrales Nucleares de Almaraz y Trillo (CNAT), en la que también participan Endesa (36%) y Naturgy (11%). 

La eléctrica vasca, que es la que lidera las reuniones y las propuestas relativas a la planta extremeña, ha explicado que en la reunión se han analizado las operaciones de la central nuclear de Almaraz, donde se trabaja en el escenario de continuidad, manteniendo la instalación “en perfectas condiciones técnicas”, como ha reconocido recientemente la Asociación Mundial de Operadores Nucleares (WANO, por sus siglas en inglés), al otorgar el nivel de “excelencia” a la planta. 

Ahora cada una de las empresas que forman parte de CNAT tienen que aprobar la petición de prórroga, que en principio alcanzaría hasta 2030. En el sector no descartan que pueda volver a ponerse sobre la mesa el asunto de los impuestos en los próximos días. Esa prórroga no implicaría grandes inversiones adicionales como cuando se afronta una renovación de explotación por un periodo de diez años. Y no está condicionada al futuro de otras instalaciones nucleares.

Tanto Iberdrola como Endesa han puesto claramente sobre la mesa en los últimos meses la ampliación de la vida útil de las centrales nucleares, siempre que se den las condiciones propicias para ello, defendiendo la ventaja económica para los consumidores, la seguridad de suministro y la garantía estratégica de autonomía del país.

También Naturgy ha respaldado en varias ocasiones una ampliación de la vida útil de Almaraz hasta 2030 para, posteriormente, repensar el futuro de la nuclear en España. Este lunes, el presidente de esta compañía, Francisco Reynés, instó a “volver a hacer los números”, ya que “las cosas que han pasado por medio nos pueden hacer cambiar de opinión” sobre el cierre de las nucleares que las empresas y la empresa pública Enresa pactaron en 2019.

La fiscalidad ha sido uno de los grandes asuntos que las compañías propietarias han pedido poner sobre la mesa en los últimos meses a la hora de abordar esta extensión. La Junta de Extremadura, gobernada por el PP, propuso recientemente rebajar la ecotasa autonómica de manera gradual para asegurar la continuidad de la central.

La propiedad de Almaraz debe facilitar al CSN antes de finales de este mes la información necesaria para iniciar los trabajos de estudio del desmantelamiento del primero de los reactores.

Ese calendario que pactaron las eléctricas y el Gobierno estipula que tras el cierre del primer grupo de Almaraz, en noviembre de 2027, en octubre de 2028 llegaría el cese de explotación del grupo II de la planta extremeña. Los siguientes ceses de explotación serían los de Ascó I, en Tarragona (octubre de 2030), Cofrentes, en Valencia (noviembre de 2030); Ascó II (septiembre de 2032), Vandellós II (febrero de 2035) y Trillo (mayo de 2035)

La propietaria de la central lleva meses advirtiendo de que el cese de la explotación supondría “la pérdida de cerca de 4.000 puestos de trabajo directos e indirectos, además del enorme impacto que arrastrará al Campo Arañuelo en materia económica y de despoblación”.

En junio, Endesa e Iberdrola presentaron por carta al Ministerio para la Transición Ecológica y el Reto Demográfico una propuesta para extender la vida útil de las centrales. El departamento de Sara Aagesen reiteró entonces que las líneas rojas para tramitar una petición formal son que haya seguridad para el público, que se garantice la seguridad de suministro y que no suponga un mayor coste para los ciudadanos.

La carta de junio que proponía una prolongación de la vida útil de varias centrales nucleares de Endesa e Iberdrola no la suscribían Naturgy ni la portuguesa EDP, las otras dos compañías firmantes del protocolo de cierre que alcanzaron en 2019 las propietarias con Enresa y que fija un calendario para clausurar el parque nuclear entre 2027 y 2035.

En varias centrales, entre ellas Almaraz, que según el calendario sería la primera en echar el cierre a su primer reactor en 2027 y el segundo en 2028, hay una comunidad de bienes que obliga a la unanimidad de los partícipes, con independencia de su porcentaje de participación.