La industria electrointensiva lleva años denunciando la paradoja que vive España con los precios de la luz. Por una parte, el país produce una energía mucho más barata y limpia que la mayoría de sus vecinos europeos. Sin embargo, a final de mes, la factura que pagan estos fabricantes es mayor que la de la competencia porque soporta costes extra y más impuestos, al mismo tiempo que recibe menos ayudas.

Fabricantes de metales, de vidrio o de gases industriales, algunos de los sectores con mayor consumo eléctrico en España, han pagado de media en 2026, hasta junio, un 8% más por la luz que sus rivales alemanes, según calcula la consultora británica Aurora Energy Research. La brecha es todavía mayor con Francia, donde el recibo ha sido un 49% más barato para estas fábricas. En concreto, un consumidor electrointensivo español ha pagado en la primera mitad del año de media 72 euros/MWh por la luz, frente a 66 euros/MWh en Alemania o 37 euros/MWh en Francia.

El producto base, la electricidad, tiene un precio relativamente asequible en España, pero la clave está en que a ese coste hay que sumarle otros extra que terminan rompiendo la balanza, como resumió en una presentación celebrada este jueves Maria Pérez-Tabernero, analista de Aurora. "Aunque el coste medio de la luz no es tan alto en España, perdemos competitividad al añadir todos los componentes al recibo. O dicho de otra manera, hay un desacoplamiento entre el precio de la luz y el precio final que pagan los electrointensivos", afirmó.

Por una parte, España incorpora sobre el precio de la luz el coste de las restricciones técnicas del sistema, las medidas que cada día ejecuta el operador del sistema, Red Eléctrica, para mantener estable la tensión. La inestabilidad creciente de la red eléctrica en los últimos años –siendo el apagón de abril de 2025 el máximo exponente– ha encarecido drásticamente este servicio, hasta llegar a suponer el año pasado un 16,1% del precio base de la luz. También hay que sumar los peajes y cargos de la red, que son excepcionalmente altos en España por el histórico déficit de tarifa que arrastra el país y por los pagos a las primeras renovables acogidas al programa Recore.

La suma de los servicios de ajuste, los peajes, los cargos y el impuesto especial sobre la electricidad añade 28 euros/MWh al coste de la factura de la luz para las empresas electrointensivas españolas. Los datos no están totalmente actualizados porque en marzo el Gobierno rebajó un 80% los peajes a los electrointensivos para compensar el pico en los precios de la luz por la guerra de Ucrania, pero incluso con esa reducción, la diferencia con los principales socios europeos sigue siendo notable. En Alemania solo pagan por estos conceptos 4 euros/MWh y en Francia, 2 euros/MWh. Es aquí donde comienza el desequilibrio.

Pero además hay que sumar que la industria de los gigantes europeos disfruta de un mecanismo de ayuda en la factura mucho más cuantioso que en España. La Comisión Europea permite a los estados miembros utilizar una parte de sus ingresos por el mercado de emisiones de CO2 –el conocido como sistema ETS– para apoyar a sus fábricas electrointensivas a pagar el recibo de la luz. Como el ETS encarece la electricidad y penaliza a la industria, parte del dinero recaudado por esa vía se destina a subvencionar a esas empresas y evitar que sectores susceptibles de mudarse a terceros países, como las fábricas de azulejos, abandonen la Unión Europea.

El problema es que España, según se observa en los cálculos de Aurora, destina menos recursos que sus competidores europeos a estas compensaciones. Al fin y al cabo, ese fondo nacional del mercado de emisiones es limitado, y se utiliza también financia programas de eficiencia energética en oficinas y fábricas, instalación de paneles solares en zonas rurales o sustitución de calderas contaminantes, entre otras actuaciones.

Alemania ha dedicado este año, hasta junio, parte de este fondo nacional proveniente del ETS para descontar 39 euros/MWh en la factura a su industria electrointensiva, y Francia lo ha hecho con 27 euros/MWh, mientras que España ha rebajado 18 euros/MWh a sus fabricantes, rompiendo definitivamente la balanza.

La patronal reclama cambios

El cálculo de la consultora para este semestre coincide con las cifras que da la Asociación de Empresas con Gran Consumo de Energía (AEGE), formada por fabricantes electrointensivos españoles, que lleva años pidiendo equiparar costes con otros países del entorno. Este paso, argumentan, es imprescindible para que despegue la industria y aumente el consumo de luz en la península, que lleva seis años cayendo a un ritmo del -0,6%. 

"En otros países tienen una factura mucho más competitiva", se queja Pedro González, director general de AEGE. "El precio de la luz en Francia es similar al nuestro, pero como se ahorran los servicios de ajuste y tienen compensaciones por las emisiones, la diferencia de competitividad es brutal. Y por el lado de Alemania, teniendo la luz un 50% más cara, terminan pagando menos que aquí", subraya el portavoz.

Su propuesta es que el Gobierno lleve al máximo las compensaciones de factura que permite el sistema de emisiones ETS, que en este momento supone en España dos tercios de la compensación máxima permitida, con unos 600 millones de euros en 2026. También propone suprimir cuanto antes el Impuesto Especial de la Electricidad (IEE), que originalmente era del 7%, una medida que el Gobierno ya confirmó a finales de junio que está en marcha, con una rebaja temporal hasta el 5% que se irá incrementando progresivamente hasta su desaparición definitiva en 2028. Por último, el director de la patronal solicita una reforma completa de los peajes de la electricidad, aunque esta exigencia parece completamente descartada por ahora.

España ha pasado a ser este año el destino número uno del gas ruso que llega a Europa en barcos metaneros. Su gran capacidad del almacenamiento en puerto y unos precios atractivos han provocado un fuerte repunte de las descargas cuando apenas quedan seis meses para que se prohíba en la Unión Europea toda compra de gas natural proveniente de Rusia, una norma que entrará en vigor el 1 de enero de 2027. 

Mientras Francia ha reducido drásticamente sus compras de combustible a empresas ligadas a Moscú frente a 2025 y ha perdido así su tradicional liderazgo, España ha incrementado todavía más estas importaciones hasta situarse en el primer puesto del continente. 

Según un informe publicado hace una semana por ACER, la agrupación de reguladores energéticos europeos, entre enero y abril de 2026 España recibió de Rusia 23,2 teravatios hora (TWh) de gas natural licuado (GNL), que llega en forma líquida transportado en metaneros y tiene que regasificarse al llegar a puerto. Se trata de un 32% más que en las mismas fechas del año anterior.

En los siguientes puestos se situaron Bélgica (18,6 TWh), Francia (18,5 TWh), Países Bajos (7,7 TWh) y Portugal (1,1 TWh). En el mismo cuatrimestre de 2025, España ocupó el segundo puesto porque Francia compró a Rusia 38,5 TWh de gas, pero en un año ha recortado la cifra a la mitad. Sin embargo, en volumen absoluto importado, Hungría superó a España en ese periodo porque adquirió a Rusia 24,7 TWh de gas por tubería. En conjunto, la Unión Europea importó entre enero y abril de 2026 un 11% más de GNL de Rusia que en 2025, lo que representa el 12% de sus compras totales, solo por detrás de Estados Unidos.

Las cifras de Enagás, el operador de la red gasista española, llevan meses mostrando la creciente llegada de gas ruso a España. En marzo se registró un récord histórico de 9,8 TWh, rozando las importaciones de Estados Unidos y de Argelia, los proveedores principales de la península ibérica. Este pico llegó semanas después del inicio de la guerra en Irán, con los precios del gas disparados en el mercado europeo y en medio de una disputa global por asegurarse el abastecimiento.

Expertos europeos que monitorizan este comercio opinan que este giro es inaceptable porque supone incrementar la financiación de la campaña rusa en Ucrania, ya que el Kremlin ingresa ingentes cantidades de dinero a través de los impuestos que cobra sobre las ventas de combustibles. 

"Resulta escandaloso que algunos países de la UE sigan aumentando sus compras de gas ruso a pesar de que el bloque se ha comprometido a poner fin a su dependencia. Si la UE se toma en serio sus compromisos, debería poner fin a estas importaciones lo antes posible, en lugar de esperar hasta el último momento", opina Isaac Levi, portavoz del Centro de Investigación sobre Energía y Aire Limpio (CREA, por sus siglas en inglés), una organización que monitoriza desde 2022 los beneficios de Rusia por la venta de gas y crudo. Según sus cálculos, Europa ya ha pagado por gas a Rusia este año más de 8.000 millones de euros.

Ignacio Urbasos, investigador del Center for Global Affairs de la Universidad de Navarra, señala que la causa principal de este incremento en la importación es el ligero encarecimiento del gas natural en el mercado ibérico frente a países como Francia o Países Bajos, lo que hace más atractivo para los traders internacionales –el nombre que reciben las compañías de compraventa de combustible– llevar el combustible que compran a Rusia hasta España y venderlo ahí.

"Cuando el gas es más caro en la península, llega más combustible ruso por una cuestión oportunista. El beneficio que obtienen aquí los intermediarios es mayor que si lo venden en otros puertos europeos", afirma el experto. La diferencia de precio sigue vigente este mismo miércoles, cuando el gas natural PVB (el del mercado ibérico) vendido para el día siguiente costaba 48,97 euros/MWh, mientras que el PEG (Francia) cotizaba a 47,70 euros/MWh y el TTF (Países Bajos) a 48,10 euros/MWh. La diferencia es pequeña, pero a esa escala comercial supone un factor clave.

La importación de gas no implica que sea consumido en España ni que sea adquirido para consumo interno, recalca el informe de ACER. Como la península ibérica es la región con más plantas regasificadoras de Europa (siete de España y una de Portugal), es habitual que se utilice como puerta de entrada para el GNL, para luego exportarlo por tubería a otros países de la región. De hecho, los últimos datos de Enagás, el gestor de la red gasista, calcula que entre enero y mayo la demanda española de gas creció entre enero y mayo un 1,7% respecto a 2025, un porcentaje mucho menor que el repunte de descargas.

Al mismo tiempo, España es el país europeo con más capacidad de almacenamiento de GNL del continente, con 23.300 GWh, un tercio del total de los Veintisiete, de manera que esos tanques ubicados en puertos se utilizan a menudo como almacenes temporales para después inyectar el combustible en otros metaneros y que su viaje continúe por el mundo. Alrededor del 12% del gas que pasa por España se consume en el extranjero. 

Desde el Ministerio de Transición Ecológica opinan que esta es precisamente la causa de que se disparasen las compras en invierno y primavera. "El aumento de descargas en España responde a una reasignación logística temporal dentro de la UE por la necesidad de los traders internacionales de almacenar el GNL que no puede absorber la demanda de la UE y que tampoco pueden desviar a otros destinos", señalan fuentes de esta cartera.

En todo caso, España está comprometida con cesar todas las importaciones antes del 1 de enero de 2027. En marzo, Transición Ecológica envió a Bruselas su plan de diversificación de suministro gasista, como el resto de socios europeos, pero el documento es confidencial. En todo caso, será la principal gasista de España, Naturgy, la que tendrá que gestionar la ruptura de esta relación, ya que importa cada año de este país 3.000 millones de metros cúbicos de GNL, aunque no es la única compañía que lo hace.

Aunque los datos de ACER solo abarcan de enero a abril, España volvió a importar en mayo desde Rusia una gran cantidad de GNL ruso, por lo que ese pico comercial que se observa en las cifras del primer cuatrimestre no fue puntual. Según Enagás, en mayo se importaron de Rusia 8,72 TWh de gas licuado, el 27,8% del total ese mes, superando incluso las compras a Estados Unidos y solo por detrás de Argelia.

Las cifras recogidas por el Instituto de Economía Energética y Análisis Financiero (IEEFA), un centro estadounidense, evidencian además que ese combustible de Rusia está entrando, como es habitual, por el puerto de Bilbao, la regasificadora más cercana al norte de Europa. Durante el primer semestre de 2026, el ratio de utilización de esta planta alcanzó el 79%, mientras que un año antes era del 66%. 

Ana María Jaller-Makarewicz, analista energética para Europa del IEEFA, considera normal este repunte temporal de las descargas de gas ruso, ya que siempre que se restringe alguna ruta comercial, los meses anteriores todo el que puede aprovecha para comprar hasta el último día. "Ya pasó cuando se cerró el paso de gas por la tubería de Ucrania. Que en los meses anteriores se registró un pico. Mientras sea legal, seguirán haciéndolo", resume.

Se espera además que el comercio de GNL se dispare en Europa en los próximos cuatro meses, ya que los almacenes de gas natural se encuentran excepcionalmente bajos, rozando el mínimo histórico de los últimos cinco años. Otro informe publicado este martes, también por ACER, advierte de que llegar al 90% de llenado para el 1 de noviembre, de cara al invierno, requerirá recargas adicionales frente a otros años. Esas compras previsiblemente serán más caras que el año pasado por impacto del conflicto de Irán en los precios de la energía.

A finales de enero de 2026, los socios europeos aprobaron definitivamente que a partir del 1 de enero de 2027 quedará prohibida cualquier importación de GNL ruso, incluso el que solo haga escala en un puerto europeo para acabar fuera de la UE. Para evitar disrupciones profundas en países del este del continente, el gas por tubería podrá seguir fluyendo desde Rusia hasta el 30 de septiembre de 2027.

El pasado 22 de junio, una subestación eléctrica colapsó en Zaragoza, dejando a 50.000 personas sin luz durante un cuarto de hora. Esta semana, Francia ha tenido que reducir un 10% la capacidad de su imprescindible parque nuclear, mientras que las plantas renovables y de gas natural de toda Europa han generado menos energía de lo normal. En Alemania, se registraron hace unos días precios de la luz diez veces por encima de lo normal. Aunque están separados por miles de kilómetros de distancia, todos estos acontecimientos están conectados por el mismo factor: el calor, que lleva al límite el abastecimiento de energía en verano.

Este problema preocupa en todo el mundo desde hace más de dos décadas y la ola de calor europea de 2003 ya avanzó lo que estaba por llegar, pero las temperaturas récord de la última semana han elevado la preocupación, según advirtió este miércoles Thibault Laconde, ingeniero francés especializado en cambio climático y energía. "Ahora sabemos que podemos sufrir olas de calor en mayo y junio, antes de las vacaciones, cuando la economía está a pleno rendimiento", dijo durante un encuentro online entre expertos y periodistas.

En el caso de Francia, no solo se produjo un pico temprano de altas temperaturas, sino que se registró un máximo absoluto de calor. Esta situación provocó un número récord de reactores forzados a desconectarse porque el agua de los ríos, que necesitan para enfriarse, estaba demasiado caliente. En el peor momento de los últimos días Francia dejó de generar lo que habitualmente pierde en un año por parones derivados de las altas temperaturas. Es decir, llegaron a estar fuera de servicio ocho gigavatios (GW) de potencia nuclear, algo más del 10% del total del parque, lo que provocó solo en junio la pérdida total de un teravatio/hora de producción eléctrica.

Como subrayó Laconde, el episodio de canícula ha llegado en un momento en el que las fábricas, las oficinas y los servicios públicos operan al 100%, y a esa demanda estándar hay que añadir el uso intensivo de aire acondicionado y ventiladores en decenas de millones de hogares en Europa. En Francia, el operador del sistema eléctrico, RTE, calcula que por cada grado que se supera la temperatura media histórica, el país consume entre 0,7 y 1 GW extra de energía, lo que se tradujo la semana pasada en entre 10 y 14 GW, de media, alrededor de un 20% más de lo normal.

Al mismo tiempo que se dispara la demanda, la producción de luz sufre por varios frentes. No solo el parque nuclear francés –que alimenta a todo el centro de Europa, no solo a Francia– está mermado, sino que todas las plantas de producción pierden eficiencia durante las canículas. Los paneles solares y las centrales de ciclo combinado generan menos luz o lo hacen a mayor coste, mientras que el viento se desploma y cae la generación eólica, que es indispensable en el centro y norte del continente.

Más consumo y menos oferta se traduce en precios más altos de la luz debido a que para garantizar el suministro deben encenderse centrales de gas y de carbón menos eficientes y más caras, hasta el punto de que la electricidad llegó a registrar precios de más de 600 euros/MWh en países como Eslovaquia, Dinamarca, Alemania o Países Bajos, lo que se traduce en que se ha pagado hasta diez veces más de lo normal durante la reciente ola de calor. Mientras que el mercado de Bélgica, que tiene dos centrales nucleares en pausa programada, llegó a marcar más de 1.000 euros/MWh en los momentos de mayor tensión. El operador del sistema británico también lanzó una oferta de emergencia el 24 de junio para comprar electricidad y evitar un apagón, algo que pagó a más de 1.600 euros/MWh, 20 veces por encima de lo normal.

En España el crecimiento de esa demanda también se ha notado en todas las horas del día, pero el impacto en los precios ha sido menor porque la capacidad de interconexión de la península con el resto de Europa es muy limitada y los problemas de oferta y demanda se contagian de manera muy reducida a través de la frontera. Además, durante el día, la abundancia de electricidad renovable barata permite cubrir el incremento del uso del aire acondicionado. Los siete reactores nucleares españoles se mantuvieron operativos durante la ola de calor y las horas más caras de luz marcaron durante esos días en España un máximo de 182 euros/MWh.

Aún así, es cierto, como señalan los expertos, que la red eléctrica ibérica no está libre del impacto del calor. Ricardo Guerrero, profesor de Tecnología Fotovoltaica en la Universidad de La Laguna, afirma que los paneles solares, el gran activo del sistema eléctrico español, pierden un 0,15% de eficiencia por cada grado de temperatura por encima de 25 ºC.

Hay que tener en cuenta que lo importante no es la temperatura ambiente, sino la que alcanza la placa, que en un día de 25 ºC ya puede llegar a los 40 ºC por su exposición continua al sol. "Si la temperatura ambiente es de 40 ºC, el módulo se podría calentar hasta 65 ºC", calcula el experto. En ese caso, la pérdida equivale a un 6% de la generación de la placa.

Los molinos de viento también reducen su producción durante estos episodios, principalmente porque estos fenómenos de cúpula de calor conllevan altas presiones y ausencia de viento. En el sur de Europa esta caída no se notó, e incluso la producción eólica creció en la última semana de junio en España y Francia, pero en Alemania se hundió un 40%.

En el caso de las plantas de ciclo combinado de gas, también muy importantes para sostener la demanda energética nocturna, se estima que por cada grado de calentamiento extra, se pierde un 1% de eficiencia en la instalación. No porque se produzca menos energía, sino porque se necesita más combustible para refrigerar la central y el coste de operación se incrementa, trasladando esa subida al precio de la luz.

Otro de los puntos vulnerables del sistema eléctrico en verano es la propia red, compuesta de miles de kilómetros de cables de cobre y aluminio expuestos al sol, así como de cientos de miles de componentes, como estaciones, subestaciones, transformadores o equipos de protección, elementos metálicos sensibles al calor.

Luis Badesa, experto en redes eléctricas de la Universidad Politécnica de Madrid, no cree, sin embargo, que el apagón temporal de Zaragoza sea una señal de un problema mayor. "Es verdad que con el calor los transformadores se degradan algo más rápido, pero yo creo que fue algo más bien anecdótico. La probabilidad de avería no es mucho mayor que en otro momento del año", valora el investigador.

Badesa afirma que las limitaciones de la red en verano es un factor que el operador del sistema, Red Eléctrica, debe abordar todos los años, pero el sistema no está al límite, ni mucho menos. Los principales inconvenientes son la pérdida de eficiencia de las plantas de producción, "que no es enorme, pero sí relevante". También destaca que los cables de alta tensión, que están a la intemperie, se dilatan con las altas temperaturas y pueden curvarse y acercarse a árboles cercanos, incrementando la posibilidad de provocar incendios, aunque tampoco es una preocupación grave. "España, en general, no tiene retos enormes en verano", resume.

La reciente ola de calor ha llevado al límite a decenas de millones de europeos no acostumbrados al calor. Hospitales colapsados, trenes cancelados, ríos urbanos convertidos en piscinas o colegios desalojados. Son imágenes que se han repetido a lo largo de todo el continente. La falta de aire acondicionado en hogares, oficinas, edificios estatales y el transporte público comienza a verse ya como una amenaza de salud pública en verano, lo que podría traducirse en la instalación de millones de aparatos de climatización en la próxima década.

Esta transición supone paradójicamente engordar el problema, según los expertos, ya que estos aparatos contribuyen a incrementar el efecto isla de calor de las ciudades debido a que el compresor expulsa aire caliente fuera del edificio. También supone un fuerte incremento del consumo eléctrico que en muchos países debe ser compensado con mayor generación con gas natural o carbón, acelerando el cambio climático, que es, a su vez, el origen del problema.

"Es una dicotomía, desde luego", resume Ana Terra, investigadora del Basque Centre for Climate Change. "Es imprescindible para proteger a la población vulnerable y debería estar en colegios, residencias y hospitales, es una cuestión de supervivencia. Pero también son una fuente de calor dentro de las ciudades y de emisiones de CO2", añade. Según su opinión, no es factible que todos los hogares tengan aire acondicionado porque sería contraproducente, sino que hay que a gran escala habría que apostar por soluciones más sostenibles.

Sin embargo, las opciones que dan la arquitectura o los expertos en eficiencia energética para afrontar las canículas deben implementarse a gran escala, con ayudas públicas y mediante planes de actuación escalonados. En los últimos cinco años, los proyectos de rehabilitación de edificios han demostrado que prácticamente nadie tiene intención de aventurarse a realizar estas reformas millonarias, y cuando se ha intentado, ha habido cuellos de botella porque la mano de obra es limitada.

Nazaret Ruiz, profesora del Departamento de Máquinas y Motores Térmicos de la Universidad de Cádiz, también opina que hace falta apostar por planes alternativos al aire acondicionado para evitar engordar el problema todavía más. "Los edificios ya consumen el 40% de la energía global y producen el 30% de las emisiones. Tenemos un objetivo de cero emisiones en 2050, ¿cómo pensamos cumplirlo con más aire acondicionado?", cuestiona la experta.

En su caso, propone una construcción inteligente sacando provecho a la orientación para evitar el sol directo en las horas centrales, maximizar la vegetación urbana, instalar toldos –mejor que persianas– para que la luz no llegue a la fachada y utilizar ventiladores de bajo consumo cuando sea necesario. "Pero si llega el calor y todo esto no se ha contemplado, cada uno mira para sí mismo y termina tirando del aire acondicionado", resume Ruiz.

Los problemas asociados a la refrigeración, sin embargo, no parece que vayan a frenar el crecimiento astronómico de estos aparatos en el mundo. La Agencia Internacional de la Energía (IEA, por sus siglas en inglés) equipara el aire acondicionado con los coches eléctricos, los electrodomésticos o los centros de datos como los principales responsables del crecimiento de la demanda eléctrica global.

Si bien es cierto, será en los países en desarrollo donde más se instalarán simplemente por el crecimiento económico de estas regiones, donde la población se acomodará, pero el cambio climático será responsable de 170 gigavatios (GW) de demanda extra en refrigeración, y en los años más cálidos habrá un consumo añadido de 270 GW. "Estos aumentos acumulados elevarían la demanda máxima [eléctrica global] en más de un 15% para 2035 con respecto al nivel actual", calcula la IEA en su informe anual de 2025.

Este consumo añadido, unido al calor sofocante de los veranos actuales, golpeará también por diferentes frentes a las redes eléctricas, con el consiguiente encarecimiento de la luz para los consumidores, como subraya José Pablo Chaves, investigador energético de la Universidad Pontificia Comillas.

Por una parte, el propio aumento de la demanda energética provoca que más plantas de generación tengan que ponerse en marcha, instalaciones menos eficientes y más contaminantes que venden su electricidad más cara. Mientras que las mayores temperaturas provocan averías en la red y pueden inhabilitar centrales nucleares, como ocurrió la semana pasada en Francia, contribuyendo también al encarecimiento de la luz.

"El incremento de la dependencia del aire acondicionado supone y supondrá un encarecimiento de la energía generalizado. Aunque hay países con energías renovables con ventaja, como España, donde el incremento del consumo de luz coincide con las horas centrales del día, que es cuando más energía renovable se produce, de manera que ambas situaciones se acoplan y el impacto se reduce. Otros países, sin embargo, tienen que tirar de gas para compensar la situación", opina Chaves.

Este problema sobre los precios no es un escenario futuro, sino que se reconoce claramente esta semana observando los precios de la electricidad en Europa. La ola de calor se ha desplazado al centro del continente y golpea en este momento Alemania, donde el coste de la luz en el mercado mayorista marcó este lunes, a las 17:15 horas, 693,47 euros/MWh y, en Bélgica, 946,29 euros/MWh. En ese momento, la luz en España y Portugal costaba 128,08 euros/MWh.

Un estudio inédito en Francia ha sacudido esta semana a su potente sector nuclear. Una ONG ambiental, con datos oficiales del operador atómico estatal, ha revelado que cada año mueren en sus centrales nada menos que 5.900 millones de peces, crustáceos, medusas, larvas y huevos. Los animales entran en las instalaciones a través de sus sistemas de refrigeración, que toman agua del río o del mar más cercano para enfriar el líquido utilizado para generar energía en sus turbinas. La cifra solo corresponde a cinco de las 19 centrales nucleares que tiene el país.

Los datos, publicados por Sortir du Nucléaire (Abandonar la Nuclear, en español), han sido obtenidos a partir de 38 informes internos de la eléctrica EDF, la empresa pública titular del parque nuclear francés. En estos documentos hay datos de mortalidad animal desde la década de 1980. La compañía calcula que la central de Blayais, en el suroeste, aspira cada año entre 2.300 y 2.600 millones de peces y otros animales acuáticos, y la de Paluel, en el noroeste, 2.100 millones. El resto de la mortalidad procede de las centrales de Penly, Gravelines y Civaux.

EDF asume en esos informes que la mortalidad de los ejemplares es total una vez que entran en el circuito, una afirmación que ratifican los ecologistas teniendo en cuenta que los animales son golpeados por máquinas, sometidos a cambios de temperatura y cambios químicos, asfixiados u obligados a nadar durante días contra corriente.

La gran mayoría de los animales atrapados son peces, seguidos de crustáceos y medusas, y hay registros de más de 100 especies, algunas de ellas protegidas –como el esturión europeo– por encontrarse en peligro de extinción. La especie cuerpo más encontrada, según la documentación interna, es el pez espadín, seguido del gobio y la gamba blanca. Además, el 80% de los peces muertos miden entre uno y seis centímetros, lo que indica que son juveniles, huevos y larvas que no han llegado a desarrollarse. Perder estos ejemplares pone en riesgo el futuro del ecosistema.

El grupo ecologista también advierte que las cifras de mortalidad estarían por debajo de la realidad porque la calidad de los datos es deficiente. Por ejemplo, los números de animales afectados varían de manera exponencial entre las cinco centrales estudiadas, aunque algunas de ellas tienen la misma tecnología y la misma potencia. En todo caso, no puede concluirse que las 19 instalaciones del país (con 57 reactores en total) tengan un problema de la misma envergadura porque solo aplica a las centrales de ciclo de refrigeración abierto, las que toman ingentes cantidades de agua de ríos o del mar. Las de circuito cerrado necesitan mucho menos agua.

"Aún no tenemos datos sobre cuatro centrales nucleares de circuito abierto, entre ellas la de Flamanville, sobre las que EDF no ha realizado ningún estudio todavía. Nuestro informe también pone de relieve las limitaciones de los estudios realizados por la compañía, lo que probablemente da lugar a una subestimación del número total de animales afectados", explica a infoLibre Emma Lepont, portavoz de la ONG.

A través de los informes internos del gigante francés es posible conocer el viaje que hace la fauna atrapada a través de una central nuclear, que los activistas definen como una "tortura".

El ciclo comienza en un tanque de absorción de agua de alta potencia, capaz de aspirar el equivalente a una piscina olímpica por minuto, en el caso de la central de Blayais. Allí, el animal puede quedar atrapado  desde unos minutos a varios días. A continuación sufre un shock químico, porque el agua es sometida a un proceso de electrólisis para evitar la proliferación de bacterias en el agua marina.

Después, los peces de más de tres milímetros chocan contra un filtro que tiene el objetivo de evitar que se cuelen residuos en el sistema. Los que no lo atraviesan mueren por asfixia al ser expulsados del agua. Los que sí cruzan ese tambor pasan a los circuitos de bombeo y condensación de la central, donde sufren variaciones de temperatura de más de 15 ºC y cambios bruscos de presión.

Esta situación fue originalmente denunciada por una investigación de Mediapart –socio de infoLibre– en 2020, cuando el medio francés accedió a un informe clasificado como "confidencial", elaborado por la consultora Seanao y encargado por EDF. La propietaria de las plantas reconoció a este medio que aproximadamente 540 toneladas de organismos se introducen en sus centrales nucleares cada año, y la mitad son peces. Una de las encontradas habitualmente era el sábalo, considerada en amenaza crítica de extinción. Cada año se recogían "varias docenas de ejemplares" de 100 kilogramos muertos en los circuitos de refrigeración de estas instalaciones.

Tras conocerse esta semana el estudio de Sortir du Nucléaire, el diario francés Le Monde contactó con EDF, que no negó las cifras presentadas por los ecologistas, pero especificó que las centrales están sujetas a una "vigilancia exhaustiva del ecosistema acuático".

Es difícil saber si este cálculo se puede extrapolar a instalaciones nucleares de otros países porque, según ha podido comprobar la ONG Sortir du Nucléaire, lo normal es que la mortalidad animal por aspiración de un reactor sea mucho menor que la registrada por EDF. Centrales nucleares como Hinkley C (Reino Unido), Darlington (Canadá) o Forsmark (Suecia) notifican  una fracción de los animales muertos en comparación con Blayais o Paluel, "ya que en esos países existe una normativa para la protección de los organismos acuáticos".

El informe no aborda la situación de las cinco centrales nucleares españolas, donde se desconoce oficialmente si hay problemas similares. Tres de ellas funcionan con un ciclo de refrigeración abierto o mixto: Almaraz I y II (toman agua del Tajo), Vandellós II (toma agua del Mediterráneo) y Ascó I y II (con un sistema de refrigeración mixto que toma agua del Ebro). Un portavoz de Almaraz afirma que la planta monitoriza el ecosistema que rodea la central y no tienen constancia de mortalidad de animales por su circuito de refrigeración. Trillo y Cofrentes funcionan con un sistema cerrado que se apoya en torres de refrigeración, por lo que toman una cantidad mucho menor de agua de río y su impacto ecológico es reducido.

Los autores del estudio francés subrayan la paradoja de que ni la Autoridad Francesa de Seguridad Nuclear y Protección Radiológica (ASNR) ni EDF han desarrollado protocolos de protección ambiental frente a estas especies, algunas protegidas, ni que el titular de las centrales tenga la obligación de monitorizar los ejemplares atrapados en sus instalaciones, mientras que los parques eólicos de Francia sí tienen que seguir unos estrictos controles sobre mortalidad e impacto de aves con las aspas de los molinos de viento.

Emma Lepont explica la falta de interés histórico y mediático por las nucleares "por los esfuerzos de la industria nuclear por ocultar el fenómeno, manteniendo una falta de transparencia". También influye, sostiene, que estos episodios se han catalogado en la jerga energética como "obstrucciones", en lugar de hablar de mortalidad animal, y las cifras han presentado en toneladas, no en individuos totales, complicando su interpretación por la población.

En España, la situación es similar. Mientras que el sector eólico está sometido a un intenso escrutinio y ha sufrido demandas de grupos conservacionistas por mortalidad de ejemplares —como la denuncia contra Acciona por la muerte de uno de los últimos quebrantahuesos que viven en Teruel, una especie en peligro de extinción—, el impacto de los sistemas de refrigeración de las nucleares sobre la fauna acuática apenas ha formado parte del debate público.

Más de 70 países en todo el mundo, desde Francia a China, pasando por Australia o Brasil, han gastado miles de millones de euros de dinero público para suavizar el impacto de la crisis energética. Ya pasó en Europa tras la invasión de Ucrania y la escasez de gas natural, pero ahora el shock es global y líderes de todos los rincones han recurrido a esta medida fácil y rápida, pero muy controvertida entre los economistas. Reducir artificialmente el precio del combustible es muy caro, incentiva su consumo en tiempos de escasez, ayuda más a las rentas altas que a las bajas y desincentiva que ciudadanos y empresas apuesten por el autoconsumo solar o el ahorro energético.

España es, de hecho, el país de la Unión Europea que más ha gastado en subsidiar la energía para evitar que esa subida de precios se traslade al resto de la economía. El Gobierno ha destinado desde marzo 4.747 millones de euros a rebajar el IVA en las gasolineras, la luz y el recibo del gas, así como a abaratar 20 céntimos el combustible profesional. Según una comparativa europea del think tank Bruegel, el segundo país que más dinero ha dedicado es Alemania, con 1.600 millones de euros.

No todas esas rebajas siguen disponibles en España. En el caso de la electricidad y el gas, el IVA ya ha vuelto a la normalidad, pero continuarán recortados hasta el 30 de junio el impuesto sobre el valor de la producción de la energía eléctrica, así como el IVA de las gasolineras y el impuesto sobre hidrocarburos.

Parchear la situación a base de dinero público es el recurso rápido y fácil para una crisis así, pero que conlleva muchos problemas de fondo, opina Diego Rodríguez, investigador de Fedea y doctor en Economía. "Tiene sentido que la hayan activado durante solo tres meses, pero no cumple el criterio que propondría cualquier economista: que se destine a los consumidores vulnerables".

Como la ayuda no hace distinción por renta, llega a todos los bolsillos, pese a que son las rentas bajas las que realmente dependen de esta subvención para poder seguir cogiendo el coche, poniendo la calefacción o encendiendo el aire acondicionado. Según un estudio reciente de la Autoridad Independiente de Responsabilidad Fiscal (AIReF), los deciles superiores de renta son los que más porcentaje de la ayuda disfrutan sobre su coste total, especialmente en la gasolina y el diésel. 

Por ejemplo, los tres deciles más bajos –el 30% de los hogares españoles con menos renta– reciben el 20,3% de las ayudas totales al combustible, según la AIReF, mientras que los tres deciles más altos se benefician del 39%, casi el doble. "La razón es sencilla y directa: consumen más energía", resumen los autores.

Tanto la AIReF como Diego Rodríguez reclaman que las futuras ayudas estén ajustadas por nivel de renta, pero es cierto que no hay manera fácil. El experto de Fedea habla de una fórmula recurrente, una compensación en la declaración de la renta del año siguiente, aunque con el impedimento obvio de que la cobertura llegaría un año tarde. "No es fácil encontrar una solución, pero desde luego habría que reflexionar para estar preparados en el futuro", dice el investigador.

La AIReF, por su parte, plantea "la creación de un registro de hogares actualizado o el desarrollo de sistemas de identificación personal mensual de los ingresos de las familias por parte de la Agencia Tributaria", una manera de tener clasificada a la población por renta y poder después dar ayudas clasificadas por estratos.

La segunda crítica es que estas ayudas reducen la sensación de escasez de combustibles que hay en la economía global, haciendo que la demanda no caiga a la misma velocidad que la oferta. En este momento se producen cada día unos 14 millones de barriles menos de lo habitual debido al cierre casi completo del Estrecho de Ormuz, lo que equivale a aproximadamente el 14% del consumo mundial, pero esa tensión en la oferta no se traslada al surtidor porque la gasolina y el diesel tienen un precio artificialmente bajo.

"Los precios del combustible subvencionado no muestran realmente el problema que hay de suministro. Estamos alterando el balance del mercado", opina Ana María Jaller-Makarewicz, analista energética para Europa del Instituto de la Economía de la Energía y el Análisis Financiero (IEEFA, por sus siglas en inglés).

El resultado es que en los países ricos, con más capacidad para soportar con dinero estas subvenciones y donde la población tiene más renta, la caída del consumo está lejos de reflejar el agujero real. Según datos de la consultora Argus, en el segundo trimestre de 2026 Europa reducirá su demanda de crudo en 300.000 barriles diarios, mientras que la de Asia-Pacífico recortará unos 3.000.000 en ese periodo, un recorte diez veces mayor. La diferencia también radica en que Asia depende mucho más del petróleo de Oriente Medio que Europa.

En todo caso, los descuentos españoles no han sido suficientes para devolver el coste del litro a su situación previa a la guerra de Irán y el golpe se ha notado igualmente. En el mes de abril la demanda de combustible en gasolineras en España cayó un 5,2% frente al mismo mes del año pasado, según los últimos datos de Eurostat. Menos que en otros países, como Alemania (-10%), Bélgica (-8,9%) o Noruega (-12,2%), pero en la línea de Francia (-4,1%). En el conjunto de la UE, la demanda de combustible cayó en abril un 3,5% respecto a ese mes de 2025.

En cuanto a la demanda eléctrica, en España se mantuvo sin cambios en mayo frente al año pasado, con un incremento del 0,1% una vez descontados los efectos de temperatura y laboralidad, según Red Eléctrica. El consumo de gas también estuvo casi congelado en mayo, con una caída del 1% interanual, si bien se desplomó un 6,3% en el apartado de hogares e industria, compensado por una subida del consumo de cisternas para almacenamiento.

Por último, muchos grupos ecologistas y defensores de las energías limpias critican que estas ayudas vuelven a ser un ejemplo más de cómo los países ricos siguen incentivando el uso de combustibles fósiles a pesar de la emergencia climática.

Argumentan que, tanto la crisis derivada de la invasión de Ucrania –que llegó a encarecer el gas más de diez veces– como la actual son la mejor oportunidad para invertir en autoconsumo fotovoltaico, baterías y en medidas de eficiencia energética, porque es ahora cuando más dinero permiten ahorrar, pero en su lugar se destinan miles de millones al petróleo y al gas. La Agencia Europea de Medio Ambiente calcula que en 2022 y 2023, la Unión Europea gastó en subvenciones a combustibles y electricidad unos 250.000 millones de euros. 

Por ejemplo, tras conocerse en marzo el paquete español contra la crisis, Greenpeace reaccionó diciendo que "el Gobierno vuelve a tropezar en la piedra de las ayudas indiscriminadas a los combustibles y el gas". "Está demostrado que estas medidas son ineficaces socialmente, dañan el clima, y costarán miles de millones al contribuyente", añadió también.

El uso de falsos reclamos ecologistas para atraer clientes, una práctica habitual de las grandes compañías energéticas, ha saltado al sector de las telecomunicaciones. En la última década las operadoras de telefonía móvil han comenzado a vender electricidad y gas (que compran a terceros) aprovechando su gran base de clientes de telefonía, y para hacerlo han copiado las técnicas y eslóganes del sector: pintar su web de color verde y prometer replantar bosques para compensar lo que contamina su producto.

La organización de consumidores CECU considera que algunas de estas prácticas se pueden considerar greenwashing, o publicidad ambiental engañosa, y ha denunciado a Jazztel, Yoigo y Pepeenergy (de Pepephone) ante el Ministerio de Consumo para que fuerce a estas empresas –todas del grupo MásOrange– a retirar estos reclamos. También ha pedido que investigue por este mismo motivo a las energéticas TotalEnergies, Naturgy y Audax Renovables.

La denuncia forma parte de una campaña europea más grande en la que CECU y otras 11 organizaciones han pedido a la Comisión Europea que investigue a los gigantes TotalEnergies, Engie, Eni Plenitude y Shell por llevar a cabo campañas de greenwashing a nivel europeo. Básicamente, las ONG acusan a estas compañías de sacar pecho de luchar contra el cambio climático cuando son algunas de las grandes responsables del calentamiento global.

En todo caso, ni la denuncia interpuesta en Bruselas ni la de Madrid serán canalizadas por la vía jurídica, sino que solo pondrán sobre alerta a las autoridades nacionales y europeas para que tomen medidas. "Nosotros lo que hacemos es señalar", aclara Soledad Montero, encargada de energía en CECU. "Ahora son las autoridades las que tienen que investigar y llamar la atención, y si no toman medidas, multar. Si la ley no se cumple es papel mojado", añade.

Las tres 'telecos' españolas denunciadas ante la Dirección General de Consumo comparten una misma campaña en la que aseguran que las emisiones de CO2 de sus clientes de electricidad y gas natural se compensan con la plantación de árboles. Esta práctica es internacionalmente considerada como greenwashing porque numerosos estudios de ONG han certificado que la reforestación es nunca o casi nunca verificable, y sirve para justificar negocios extremadamente contaminantes.

De hecho, la nueva directiva europea de empoderamiento de los consumidores para la transición ecológica, la conocida como directiva contra el greenwashing, aprobada en 2024, prohíbe la publicidad que promete compensar el carbono emitido por el usuario mediante acciones como plantar árboles o instalar tecnología de captura del CO2 del aire, "ya que dan a los consumidores la falsa impresión de que el consumo de ese producto no tiene ningún impacto medioambiental". El problema es que esta directiva no entra en vigor hasta el próximo 27 de septiembre y debe ser además traspuesta a la normativa española para que sea vinculante en este país, de manera que la ley por ahora no impide claramente las prácticas de estas empresas de telefonía.

Tanto la web de Yoigo como de Pepeenergy recogen que las compañías calculan las emisiones de CO2 de sus clientes de gas natural y plantan árboles para compensar esa contaminación. Como ejemplo de éxito ambas citan el mismo proyecto: la repoblación de la Playa de Torimbia, en Llanes (Asturias), una zona que en teoría ha sufrido diferentes incendios en la última década. Sin embargo, no aclaran cuántos ejemplares se han plantado ni su equivalencia en toneladas de CO2. 

Este anuncio, de hecho, podría estar solapándose con otra campaña de publicidad de este mismo grupo empresarial. El informe de sostenibilidad de de 2025 de MásOrange, la matriz, también hace referencia a "un terreno reforestado de Asturias", pero para otra campaña diferente: “Quien tiene un amigo tiene un árbol, con la que se planta un árbol cada vez que el amigo de un cliente se da de alta en Pepephone".

En el caso de las energéticas españolas denunciadas a Consumo, lo que persigue la organización española es retirar diferentes afirmaciones falsas que confunden al ciudadano. Por ejemplo, Audax promociona sus tarifas señalando en la web que el gas natural "tiene un reducido impacto ambiental en comparación con otras fuentes energéticas", cuando en este momento el gas es la fuente más contaminante de entre las principales del sistema eléctrico español. En el caso de Naturgy, piden que retire reclamos como "¿Por qué contratar la luz y el gas con Naturgy? La tranquilidad de cuidar el planeta", pese a que es año tras año una de las empresas en el top cinco más contaminantes de España.

La principal base legal que ha servido para poner sobreaviso a las autoridades es la directiva de prácticas comerciales desleales de 2005, que prohíbe publicitarse con "información falsa o carente de veracidad (...) que pueda "inducir a error o engañe al consumidor medio". El problema es que esta legislación es antigua y no es específica para el greenwashing, de manera que en los últimos años no ha sido suficiente para denunciar a las empresas por promesas falsas ambientales porque está ampliamente abierta a la interpretación del juez.

La segunda directiva que citan es la antigreenwashing de 2024, que fue precisamente impulsada por la Comisión Europea para aclarar y corregir ese vacío legal de la publicidad verde. En ella se prohíben, entre otras cosas, que las compañías utilicen afirmaciones ambientales genéricas, como usar la etiqueta eco o bio en un producto sin una argumentación científica, o decir que un producto "ayuda al consumidor a cumplir con sus compromisos ambientales", una coletilla que recoge la francesa Engie en su web.

Otro de los cambios que incluirá esta directiva, cuando entre por completo en vigor en tres meses, será el veto de los llamados reclamos 'halo', que suponen engrandecer un pequeño hito ambiental de una empresa para simular que todos sus productos y la compañía, en general, es verde. Por ejemplo, que un fabricante de petróleo se anuncie como una empresa comprometida con el medioambiente solo porque uno de sus combustibles tiene un pequeño contenido de biocarburante, otro ejemplo clásico del sector del transporte.

Hace 12 años que Manuela Navarro, vecina de Orcasitas, inició una pequeña revuelta para rehabilitar el "Poblado" de Orcasitas, uno de los barrios con menos renta de Madrid. Entonces, prácticamente nadie tenía aire acondicionado en verano y poco encendían la calefacción en invierno porque no podían pagarla. Ahora, esta comunidad de un centenar de edificios puede vivir casi sin ellos gracias a un enorme proyecto de eficiencia energética que es referencia europea.

En apenas una década, esta vecina ha conseguido poner de acuerdo a algo más de 3.000 familias para buscar subvenciones por todos lados y poner al día sus viviendas. Todo partió del desprendimiento de un trozo de fachada que alertó a los vecinos, pero aquella anécdota ha terminado convirtiéndose en un proyecto millonario en el que se han rehabilitado 90 bloques de viviendas y hay otros 17 esperando.

"Mi barrio es un buen ejemplo de donde está el dinero público. Aquí hay muchos millones metidos", dice la portavoz de este movimiento, que se impulsó desde la Asociación Vecinal de Guetaria del Poblado Dirigido de Orcasitas. Por su trabajo de unión social, Navarro recibió hace tres meses la Cruz de la Orden del Mérito Civil.

La clave está precisamente en el dinero, porque convencer a los vecinos de embarcarse en un proyecto de decenas de miles de euros era impensable. Según detalla, renovar la fachada de un edificio en el que viven solo 20 vecinos les costaba entre 700.000 y un millón de euros, pero gracias fundamentalmente a las ayudas del Ayuntamiento de Madrid han podido hacerlo prácticamente gratis. Como llevan diez años con ello, algunos pisos consiguieron sumar las subvenciones del consistorio con fondos europeos o de la Comunidad de Madrid. En el peor de los casos han pagado 3.000 euros por vecino, y algunos no han tenido que pagar nada.

Estos edificios, como muchos otros de Madrid y de las grandes ciudades españolas, se levantaron entre 1957 y 1965. Con materiales baratos y sin pensar más que en terminarlos lo antes posible, antes incluso de las primeras normas básicas de edificación del país. El resultado es que la etiqueta energética de estos bloques era hasta hace unos años una G, la peor posible, lo que significa que los veranos y los inviernos eran insoportables en su interior.

Antes de la reforma, Navarro explica que, con la calefacción puesta en los meses de frío, no había manera de calentar su casa por encima de los 15º C. Ahora, en cambio, puede pasar buena parte del invierno sin poner la calefacción y su casa se mantiene relativamente agradable, a unos 19 ºC. "Tengo anécdotas de todo el mundo. De un abuelito del barrio que nos agradeció que impulsáramos esto porque no podía pagar la calefacción. Nos dijo que ahora sigue sin ponerla, pero que al menos ya no pasa frío y se resfría menos", afirma. 

Ahora que llega el verano, Manuela tampoco necesita el aire acondicionado y, con un vistazo a las fachadas, es evidente que prácticamente ningún vecino tiene aparatos en su casa. No todos pueden vivir así, cuenta Antonio, un vecino del barrio en cuyo apartamento el sol pega de frente desde el mediodía, aunque es una excepción. "La obra, magnífica, pero tampoco es que se pueda vivir sin aire acondicionado. Es cierto que ahora con ponerlo tres horas y bajar el toldo se puede estar en casa, mientras que antes lo tenía puesto desde las 12.00, cuando empezaba a pegar el sol hasta que me iba a dormir", cuenta.

Aunque no ha echado cuentas exactas, calcula que se ahorra probablemente un 40% en la factura de la luz. Manuela Navarro, que conoce bien el proyecto, dice que, en su caso, el invierno que más pagó en calefacción fueron 58 euros, el de Filomena, frente a los 300 que se dejaba antes de la rehabilitación.

Para realizar estas intervenciones, los vecinos contaron, evidentemente, con  apoyo externo de expertos en energía. El principal impulso fue un concurso del Colegio de Arquitectos de Madrid, Renueva Orcasitas, que permitió desarrollar un proyecto profesional y común para toda la zona. El resultado fue un salto en eficiencia de la letra G a la C, solo con intervenciones superficiales de los edificios. Básicamente, poner un recubrimiento SATE en la fachada y aprovechar para retirar el amianto de los edificios y unas rocas pesadas que decoraban las ventanas. Quienes quisieron, también cambiaron ventanas y tuberías por cuenta propia.

El proyecto de Orcasitas es una referencia en España sobre cómo las cosas deberían hacerse para lograr una rehabilitación rápida y a gran escala. En este momento se ponen a punto energéticamente unas 30.000 viviendas en España al año, de las 21 millones que lo necesitan. El Gobierno se ha marcado por ahora la meta de rehabilitar 1,2 millones para 2030, pero a este ritmo solo se alcanzarán unas 285.000, menos de la cuarta parte, según datos del Colegio Profesional de Administradores de Fincas.

A la espera del nuevo y demorado Plan Eólico, comprometido en 2009 y que no estará terminado hasta 2028, el Gobierno viene rechazando proyectos por la “masificación” ya existente en algunos lugares, ahora entre Baleira y Castroverde.

La Consellería de Medio Ambiente publicó este jueves en el Diario Oficial de Galicia (DOG) la declaración de impacto ambiental desfavorable de un parque eólico de cuatro aerogeneradores que Enel Green Power quería instalar entre los ayuntamientos lucenses de Castroverde y Baralla. En esa zona, dice la Xunta, en las sierras de Vacariza y Punago, entre los ayuntamientos de Baleira y Castroverde, ya hay un “alto nivel de ocupación” y los nuevos aerogeneradores “formarían un denso conglomerado” y ensancharían la “barrera eólica”.

Con palabras similares, incluso hablando de “masificación” o de zonas que ya tienen “superada la capacidad de carga”, Medio Ambiente viene denegando nuevos proyectos, incluso de un único aerogenerador, en diversos lugares de Galicia. En al menos siete casos lo hizo señalando de manera explícita que la negativa no se debe a cuestiones técnicas corregibles de cada proyecto concreto, sino al exceso de aerogeneradores que supondría para esa zona. Mientras, el nuevo Plan Sectorial Eólico llamado a identificar las zonas en que se pueden seguir instalando parques, comprometido por Feijóo en 2009, no estará terminado hasta 2028.

Fue en enero de 2023, cuando Xunta y Estado autorizaron decenas de parques eólicos por toda Galicia, cuando la propia conselleira de Medio Ambiente, Ángeles Vázquez, puso nombre a las primeras zonas identificadas con exceso de aerogeneradores. Vázquez admitió entonces que “hay una masificación” de parques en varias zonas de Galicia e identificó expresamente “Vimianzo, la sierra de O Suído o la zona de O Barbanza”.

Ese mismo enero de 2023 la Xunta concretaba algo las palabras de la conselleira en declaraciones de impacto ambiental desfavorables de varios parques en las que decía que “ya existe una larga alineación de aerogeneradores, de más de 30 kilómetros, desde Vimianzo hasta la ría de Noia, formando una barrera que obliga a las aves a realizar grandes cambios de rutas”.

En esa misma zona de la Costa da Morte, en mayo de 2024 llegaba otra declaración de impacto desfavorable para un único aerogenerador entre Coristanco y Santa Comba en la que se indicaba que “el conjunto de aerogeneradores ya instalados puede estar generando un impacto significativo, particularmente sobre las rapaces”. El documento subrayaba que era un área “con un alto nivel de ocupación” con “19 parques eólicos y 116 aerogeneradores”.

Algo similar ocurrió unos meses después, en octubre de 2024, con otra de las zonas identificadas por la conselleira. Si ella hablaba en general de O Barbanza, otra declaración de impacto negativa rechazaba entonces un único aerogenerador nuevo en Porto do Son porque solo con él “el aumento de densidad de aerogeneradores generará probablemente un efecto sinérgico” que llevaba a Medio Ambiente a identificar un “impacto negativo que debe calificarse como crítico”.

Otro de los lugares identificados por la conselleira, la sierra de O Suído, entre Pontevedra y Ourense, ya había registrado varias declaraciones de impacto negativas por parte de la Xunta y el pasado febrero también el Estado denegó un parque por verlo incompatible “con la capacidad de carga del territorio”. En la zona, decía el documento estatal, que hacía suyas las consideraciones negativas trasladadas por la Xunta, hay ya “más de 500 aerogeneradores en un radio de 25 kilómetros”.

Más allá de las valoraciones generales de la conselleira ratificadas por declaraciones de impacto concretas, estos documentos vienen señalando problemas similares en otras zonas. En mayo de 2024 se rechazaba un nuevo parque entre Muras y Ourol porque ya “existe un alto nivel de ocupación y las especies están sometidas permanentemente a un elevado riesgo de colisión”. Y en agosto de 2024 se decía que el sur de la sierra de O Faro “ya tiene superada la capacidad de carga”. Esto es, no es que los nuevos parques propuestos y denegados fuesen a suponer un peligro, sino que los ya instalados están siendo un peligro.

Y ahora llega la declaración de impacto ambiental hecha pública este jueves que dice que entre Baleira y Castroverde, en las sierras de Punago y Vacariza, ya hay “un alto nivel de ocupación” con la “consiguiente acumulación de los riesgos de colisión” de aves “que se vería agravada con la instalación de este nuevo parque eólico”. “Entre todos estos aerogeneradores formarían un denso conglomerado que produciría efecto vacío y que contribuye al ensanche de la barrera eólica” ya existente.

Ante este agotamiento de varias de las Áreas de Desarrollo Eólico (ADE) contempladas en el actual Plan Eólico de Galicia, de 2002, la Xunta está elaborando un nuevo plan. Una nueva planificación que ya aparecía comprometida en la ley eólica impulsada por Feijóo en 2009, pero que la Xunta aparcó hasta que Rueda decidió retomarla anunciando en octubre de 2024 que iniciaría su elaboración. Pero eso no ocurrió hasta año y medio más tarde, hace unas semanas, cuando comenzaron unos trabajos de estudio y redacción que no terminarán hasta 2028. Será en ese momento cuando se tenga más claro dónde caben más eólicos.

La crisis energética derivada de la guerra de Irán ha ampliado aún más la brecha entre las ofertas comerciales de las compañías gasistas y la tarifa regulada del gas –la conocida como TUR, por tarifa de último recurso–, hasta el punto de que ya son entre un 50% y un 100% más caras que la versión topada por el Gobierno. Aun así, la TUR sigue siendo minoritaria en España y la tienen contratada el 39% de los consumidores.

Un hogar estándar español, con un consumo medio de 6.000 kWh de gas al año para calefacción y agua caliente, pagaría al año 352,64 euros si tuviese en este momento contratada la TUR, según el comparador de ofertas de la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia (CNMC).

Si ese mismo cliente optase por una tarifa comercial, no encontraría ahora ninguna por menos de 524,52 euros al año, un 49% más. Tres de las cuatro mayores compañías del país (Naturgy, TotalEnergies y Endesa) tienen sus ofertas en alrededor de los 640 euros, un 80% por encima. Y la tarifa más cara del mercado es, en este momento, de 785 euros, más del doble que la versión de último recurso.

Un hogar sin calefacción con gas, con un consumo medio de 2.400 kWh, también tendría un descuento similar. La TUR se quedaría en este caso en 155,65 euros al año, mientras que la comercializadora más barata se queda en 224,76 euros (+45%), las grandes compañías en alrededor de 280 euros (+80%) y la oferta más cara alcanza los 408 euros (+160%).

Los expertos en energía recomiendan encarecidamente cambiarse a una TUR en este momento debido a ese choque de precios. "A mí me duele ya la boca de recomendarlo. Lo siguiente es poner anuncios en la tele, pero evidentemente nadie va a pagarlos porque no interesan", reconoce Soledad Montero, encargada de Energía en la organización de consumidores CECU. Explica también que las empresas se aprovechan de que la gente cree que la TUR significa quedar desprotegidos frente a averías o que es una tarifa de segunda, pero nada más lejos de la realidad.

La brecha de precio entre la tarifa de último recurso y las ofertas comerciales radica en que la primera está regulada por el Gobierno desde su creación en 2009. Por lo tanto, el coste del gas natural en la factura TUR depende de una fórmula que es pública y que limita las subidas y las bajadas bruscas de precio.

En concreto, su coste varía en función de la cotización del petróleo Brent, el crudo de referencia en Europa. El precio de la TUR se divide en dos partes, una fija que se actualiza una vez al año, y una variable, que cambia cada trimestre.

La TUR tuvo además entre 2022 y mediados de 2024 un límite temporal que impedía aumentar más de un 15% el coste del gas en las revisiones trimestrales, lo que hizo que fuese todavía más atractiva que las tarifas comerciales, que subieron drásticamente debido a la crisis del gas por la guerra de Ucrania.

Aunque ese tope temporal ya caducó, en este momento la configuración del precio de la TUR hace que sea imbatible frente a las ofertas comerciales, cuyo precio depende de la política de cada compañía, de lo que le cueste aprovisionarse de gas, de lo que gaste en publicidad y de su margen de beneficio. 

De hecho, la última actualización de la TUR tuvo lugar el 1 de abril, en plena escalada de precios de la energía por la guerra de Irán, cuando el gas se había encarecido casi un 70% en los mercados internacionales.

Sin embargo, la TUR pegó un bajón del 7,8% (sin contar el descuento temporal del IVA) debido a que en el primer y en el cuarto trimestre del año se introduce una variable extra en el cálculo del precio –además del petróleo Brent– llamada gas estacional, que depende de la cotización de los futuros del gas natural en el mercado británico. Como en abril se eliminó esa variable, el precio de la TUR se abarató de un día para otro, pese a que el gas natural era el más caro de los últimos dos años.

La subida del gas en los mercados internacionales sí se ha notado, sin embargo, en las ofertas libres de gas natural de las compañías, debido a que estas empresas han tenido que aprovisionarse de combustible a precios más caros, trasladando la subida a sus tarifas.

La brecha económica entre la TUR y las tarifas comerciales no es nueva. La CNMC recoge que la versión regulada por el Gobierno ya fue más barata que cualquier otra en 2022, 2023, 2024 y 2025. Hace un año, en abril de 2025, la TUR era igualmente entre un 31% y un 94% más barata que la competencia para un hogar estándar.

"La diferencia de precio es obvia y se repite cada año, pero no parece que preocupe a las compañías porque el número de cambios a la TUR es increíblemente bajo", opina José Luis Sancha, experto en energía de la Universidad Pontificia Comillas. Entre 2022 y 2024 sí trasladaron a la tarifa regulada 1,5 millones de hogares españoles, doblando el número total hasta 3,1 millones, pero desde entonces la cifra prácticamente no ha cambiado.

El cálculo que hace la CNMC para la TUR (352 euros al año para un consumo de 6.000 kWh) no es en realidad definitivo, ya que no tiene en cuenta las revisiones de precios trimestrales de julio y de octubre. En julio es probable que apenas varíe porque las variables que lo componen apenas han cambiado desde abril, pero en octubre se recupera la variable del gas estacional, que repercute de manera más fiel que el petróleo Brent el encarecimiento del gas natural en el mercado internacional, de manera que se espera una subida de la tarifa regulada.

Para cambiar de una tarifa libre a la versión regulada basta con llamar a la comercializadora de destino y ella se encarga de gestionar el cambio, que es gratuito si el cliente no tiene permanencia. La principal diferencia es que la TUR no puede contratarse con cualquier compañía, solo con Comercializadora Regulada G&P (Naturgy), Energia XXI (Endesa), Curenergia Comercializador (Iberdrola) y Baser Cur (TotalEnergies), pero el precio es el mismo en las cuatro.

Iberdrola ha inaugurado este miércoles la mayor batería de almacenamiento energético del país. La instalación está vinculada a las plantas fotovoltaicas Campo Arañuelo I y II y cuenta con una potencia de 58 MW, además de una capacidad de almacenamiento de 120 MWh.

El proyecto se localiza en Belvís de Monroy, en la provincia de Cáceres, y supone un avance en el desarrollo del almacenamiento energético, una tarea prioritaria para el sector energético debido al rápido desarrollo de las renovables.

Según ha explicado el CEO de la compañía en España, Mario Ruiz-Tagle, este tipo de infraestructuras permite responder a la nueva demanda que necesita energía firme y contribuye a avanzar en la electrificación de la economía, puesto que permite descargar la electricidad en horas de baja o nula producción renovable, desviando la producción barata a periodos del día con la energía más cara.

El proyecto, desarrollado en Campo Arañuelo, consiste en la incorporación de dos módulos de baterías de ion litio LFP, cada uno con una capacidad de unos 60 MWh, conectados a las plantas solares Campo Arañuelo I y Campo Arañuelo II, que ya estaban en funcionamiento. Gracias a esta integración, las instalaciones ganan flexibilidad y capacidad de gestión.

La inauguración ha reunido a representantes institucionales y de la compañía, entre ellos la consejera de Industria, Energía, Ciencia y Territorio de la Junta de Extremadura, Mercedes Morán; el delegado del Gobierno en la comunidad autónoma, José Luis Quintana; el CEO de Iberdrola Energía Sostenible España, Julio Castro; así como alcaldes y autoridades de varios municipios de la zona.

Durante el acto, Ruiz-Tagle ha defendido que iniciativas como la de Campo Arañuelo sitúan al sector energético español ante proyectos "pioneros" y ayudan a que "la electrificación avance con firmeza".

El directivo también ha destacado que Iberdrola trabaja desde hace años en el desarrollo de soluciones de almacenamiento y que ocupa una posición de liderazgo en este ámbito. En este sentido, la energética reúne la mayor parte de la capacidad de almacenamiento con baterías actualmente operativa en España, con cerca de 200 MW en funcionamiento.

Mercedes Morán, por su parte, ha calificado esta infraestructura como una "inversión de primer nivel" y ha subrayado que proyectos de este tipo consolidan a Extremadura "como un polo energético", al combinar generación eléctrica, innovación tecnológica y estabilidad para el sistema.

El proyecto ha contado con apoyo del Instituto para la Diversificación y Ahorro de la Energía (IDAE) dentro de la convocatoria de ayudas para proyectos innovadores de almacenamiento energético hibridado con instalaciones renovables, incluida en el PERTE ERHA.

Por primera vez en la historia, entre el 24 y el 29 de abril, Santa Marta (Colombia) ha sido testigo de la primera conferencia internacional para el abandono de los combustibles fósiles, una cumbre que ha tenido como países anfitriones a Colombia y Países Bajos.

Esta cumbre llega en un momento tan oportuno como necesario. En un contexto en el que las reglas internacionales se tambalean, marcado por el papel de Trump, sus aliados, su apuesta y adición por los combustibles fósiles, con una intención clara de dinamitar los acuerdos y puentes en materia de políticas ambientales y climáticas.

En este escenario, Santa Marta se ha convertido en el epicentro mundial del debate sobre el abandono de los combustibles fósiles. En ella se han reunido 57 países, tanto productores como no productores, que representan nada menos que el 55% del PIB mundial, junto con la sociedad civil, un actor imprescindible para impulsar el cambio.

La conferencia internacional se ha estructurado en dos grandes segmentos: por un lado, el foro de alto nivel y, por otro, el primer foro parlamentario internacional para el abandono de los combustibles fósiles.

En este último tuve la oportunidad de participar como representante del Grupo Parlamentario Socialista en el Congreso, introduciendo en el debate, como una de las resoluciones finales, el paquete climático y ambiental aprobado por el Gobierno de Pedro Sánchez.

Entre estas medidas destacan la Ley de Cambio Climático y Transición Energética, el Plan Integrado de Energía y Clima (PNIEC), la Ley de Residuos y Suelos Contaminados para una Economía Circular, la Estrategia de Transición Justa y la Estrategia de Descarbonización a Largo plazo. 

Todas ellas han contribuido a situar a España como un referente en la transición ecológica de la economía y han permitido a nuestro país desempeñar un papel fundamental en esta cumbre, de la mano de la ministra Sara Aagesen.

Más allá del contexto político e institucional, la conferencia nace como un auténtico éxito. En el segmento de alto nivel se han alcanzado acuerdos de gran calado, como la creación de un panel científico para facilitar el abandono de los combustibles fósiles, la posibilidad de impulsar un tratado de no proliferación de estos recursos, el debate sobre el fin de las ayudas y subsidios públicos al sector, así como la creación de un fondo internacional para garantizar una transición justa, entre otras medidas.

Es cierto que muchos se llevarán las manos a la cabeza al escuchar hablar del abandono de los combustibles fósiles. Sin embargo, la realidad es que este proceso representa una gran oportunidad que se traduce en empleo, crecimiento económico, competitividad y, algo especialmente relevante, autonomía estratégica para no depender de terceros países.

Todo ello será posible a través del impulso de sectores completamente desligados de los combustibles fósiles, en los que aún queda mucho por avanzar, como la electrificación, la economía circular, el ecodiseño o la bioeconomía.

Por lo tanto, ha llegado el momento de decir alto y claro “no” a los combustibles fósiles y apostar decididamente por la vida, por nuestro planeta, nuestro presente y el futuro de nuestras generaciones venideras. Santa Marta es, sin duda, nuestro punto de partida.

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Daniel Senderos Oraa es diputado del Grupo Socialista en el Congreso, portavoz de la Agenda 2030 y participante en Santa Marta.

La tarifa regulada de la luz es el precio de la electricidad fijado por el Gobierno bajo un sistema controlado, en lugar de depender completamente del mercado libre. Actualmente se conoce como PVPC (Precio Voluntario para el Pequeño Consumidor) y bajo su paraguas se encuentran el 29% de los hogares en España. La intención de esta tarifa es dar más estabilidad a lo que cada usuario debe pagar a fin de mes, pero la Comisión Europea considera que este escudo socava la competencia a largo plazo y reduce los incentivos para que los usuarios adopten comportamientos que favorezcan la eficiencia energética. Por ello pide a España y a otros cinco países con la misma regulación (Bulgaria, Francia, Hungría, Lituania y Eslovaquia), una hoja de ruta para su extinción con plazos definidos.

Además, para Europa la intervención en los precios puede actuar como un freno para la participación de los consumidores, ya que se observa que las tasas de cambio de suministrador suelen ser inferiores en los Estados miembros donde este tipo de intervenciones benefician a un mayor porcentaje de clientes. Otra de las razones que esgrime es el riesgo de crear ventajas indebidas para algunos suministradores. “Todas las empresas eléctricas deben disfrutar de igualdad de acceso a los clientes y la carga financiera de las intervenciones debe distribuirse de manera equitativa”, recoge el documento. Pero para las asociaciones de consumidores esta medida solo beneficiaría a las grandes empresas del sector.

Desde Facua critican la posición de Bruselas, ya que actualmente no existe una alternativa a la que los consumidores puedan acogerse. “Es ponerse del lado de las empresas que inflan precios y beneficios. Sería dejar a los consumidores sin una tarifa que les protege y que provocará un encarecimiento generalizado, porque la PVPC está, generalmente, por debajo de la tarifa del mercado libre”, señala su portavoz, Rubén Sánchez. 

Actualmente la factura eléctrica de un usuario medio con la tarifa regulada registró una caída del 14,5% en abril con respecto a marzo, tras la entrada en vigor de la rebaja del IVA al 10% y del impuesto especial de la electricidad al 0,5% dentro de las medidas del Gobierno para combatir el impacto del conflicto en Oriente Próximo. La guerra en Irán no afecta solo al petróleo y al gas, sino que llega al precio que pagamos por encender el interruptor, por ejemplo, a través de las compañías dueñas de las centrales de ciclo combinado (las que generan electricidad con gas), que trasladan el encarecimiento de la materia prima al precio de la energía que producen. 

En España, los consumidores pueden elegir entre una tarifa PVPC, una de libre mercado, una tarifa plana o un bono social. Mientras que este último es un descuento de entre un 25% y un 60% (dependiendo del caso) destinado a familias numerosas, pensionistas o personas con rentas bajas, las otras tres modalidades son contratos con diferentes condiciones de cálculo de precio. El importe del mercado libre depende de las comercializadoras y estas pueden aplicar promociones o descuentos al precio de subasta diario. La tarifa plana, por su parte, supone pagar una cuota estable al mes, aunque a riesgo de que, si los precios bajan o su consumo es bajo, el usuario pueda estar pagando de más. 

Para Sánchez la cruzada de la Comisión Europea contra la tarifa regulada es un error, ya que quienes se vean expulsados de ella no necesariamente podrían acogerse al bono social y terminarían pagando más por la luz. "Seguramente habría un nuevo modelo, pero la inmensa mayoría terminaría en el mercado libre", concluye el portavoz de Facua.

No es la primera vez que Bruselas recomienda a España diluir la tarifa regulada. En 2024 ya había reclamado que se limitase su acceso solo a personas “vulnerables”. En 2025 la polémica continuó y en febrero de ese año la vicepresidenta tercera y ministra para la Transición Ecológica y Reto Demográfico, Sara Aagesen, salió en defensa de mantener la medida. Aagesen señalaba entonces que el PVPC es una tarifa dinámica que se basa en precios de mercado, pero protege a los consumidores. Insistía además en que no se trata de una tasa fija que perjudique la competencia, sino que está sujeta al mercado mayorista. Además puntualizaba que los consumidores podían elegirla o no, ya que hay otras opciones a nivel nacional. 

En el informe conocido este martes, Bruselas vuelve sobre estos puntos. Señala que una tarifa controlada desdibuja los cambios de precio que pueden percibir los consumidores, por lo que desincentiva el cambio de compañía y también la competencia entre empresas. Aunque paradójicamente el mismo informe señala que en España el cambio de suministrador para mejorar la tarifa es algo habitual, con una tasa de rotación cercana al 20%. Además, señalan que los mercados regulados son menos atractivos para la aparición de nuevos operadores y no favorecen las ofertas.

En España, son cinco grandes compañías las que se reparten el mercado, con un 90% de los clientes domésticos adheridos a alguna de ellas. Son Iberdrola (33%), Endesa (32%), Naturgy (14%), Repsol (7%) y TotalEnergies (4%), por este orden, las eléctricas con mayor tamaño del mercado de hogares, de acuerdo con los datos de la CNMC.

Otro de los argumentos de la Comisión tiene que ver con la eficiencia energética, ya que una tarifa estable no incentiva a los usuarios a desplazar su consumo hacia las horas de menos coste, algo que ayuda, según ellos, a equilibrar el sistema.

Bruselas pide a España una hoja de ruta y plazos concretos para la finalización de esta tarifa que ahora beneficia a los hogares, pero también a las microempresas. Por el momento, el Ministerio de Transición Ecológica no se ha manifestado, aunque en el paquete de medidas para abordar la crisis derivada del conflicto de Irán apuntaba en la dirección contraria. Aagesen no descartaba en ese momento incrementar el bono social eléctrico, como ocurrió en los primeros momentos de la guerra de Ucrania.

Al cumplirse algo más de un año desde el apagón que dejó sin electricidad a todo el país, la presidenta de Red Eléctrica, Beatriz Corredor, ha hablado este lunes en los Desayunos del Ateneo de Madrid de las causas, del curso de la investigación y del expediente que le ha abierto a varias compañías, incluida la que ella preside, la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia (CNMC).

Corredor ha insistido en que la empresa que preside no tuvo nada que ver con el apagón, ya que "Red Eléctrica no genera energía, ni la compra, ni la vende" sino que se limita a poner la infraestructura y apuntó al fallo multifactorial como causa de la incidencia. Tambien señaló —ante las preguntas de los periodistas Guillermo Lerma (Cadena Ser), Paula de las Heras (Diario Sur) y Jesús Maraña (infoLibre)— que hubo otros actores que no procedieron como deberían, aunque evitó dar nombres. "Si todos los actores hubieran cumplido, el apagón no se habría producido"

Corredor es jurista, registradora de la propiedad en excedencia y fue ministra de Vivienda de 2008 a 2010. En ese año, pasó a presidir el operador de infraestructuras eléctricas que tiene un 80% de su capital en bolsa y un 20% en manos del Estado. Sobre la posibilidad de que se pudiese repetir un apagón, la directiva señaló que "si todos los implicados cumplen el sistema está totalmente protegido" y apuntó a las plantas de generación que tenían que controlar la tensión y "no cumplieron con la normativa".

Corredor utilizó un símil médico para explicar las causas del fallo y lo comparó con una arritmia que se desencadenó por alteraciones en la tensión de la línea. "Lo que ocurrió es que todas las plantas de generación que tenían que controlar esta tensión no cumplieron", concluyó. También quiso descartar que un informe previo emitido por la propia Red Eléctrica y publicado por el diario El Mundo el pasado viernes, pudiese explicar el apagón. En ese informe se recogía un episodio parecido y se pronosticaban posibles fallos futuros. Corredor señaló que ellos mismos habían aportado el documento a la investigación e insistió en que no eran episodios comparables. "El sistema cambia cada día y no se puede pensar que lo que pasa un día tenga alguna relevancia en otro", apuntó. También protestó porque, en su opinión, se estaba tratando de confundir a la opinión pública con "información descontextualizada y que induce a la confusión".

La presidenta respondió a las preguntas de los periodistas Guillermo Lerma (Cadena Ser), Paula de las Heras (Diario Sur) y Jesús Maraña (infoLibre). Sobre el reparto de responsabilidades y las posibles indemnizaciones, apuntó que ellos no podían dar los nombres de las nueve estaciones de generación que se desconectaron durante el momento del apagón porque no habían sido autorizados. "Hay un interés empresarial en preservar los nombres de estas empresas para evitar ventajas competitivas de los demás", señaló. También explicó que Red Eléctrica no ha contemplado provisiones extraordinarias para hacer frente a posibles multas o indemnizaciones ya que "los informes descartan la responsabilidad", remarcó.

Sobre si la CNMC debería tener más competencias para controlar a cada uno de los actores implicados en la generación, distribución y comercialización de la energía, Corredor volvió a insistir en que bastaría con que los actores cumplan con la ley.

Las energéticas señaladas por la CNMC son, ordenadas por número de procedimientos incoados: Iberdrola (7), Endesa (7), Naturgy (5), Red Eléctrica (1), Repsol (1) y Bahía Bizkaia Electricidad (1). Dos de los expedientes atribuidos a Endesa e Iberdrola corresponden a una investigación específica sobre las centrales nuclear de Ascó y Vandellós II, en Tarragona. En este punto, y preguntada sobre la seguridad del mix energético que incluye tanto renovables como nuecleares, la presidenta de Red Eléctrica apuntó que el mix energético "no había sido el problema" y que más del 70% de toda la energía en España procedía de las renovables.

Salvo Red Eléctrica, a todas las empresas se las acusa "presuntamente" de saltarse el artículo 65.8 de la ley del sector eléctrico, mientras que al operador se le investiga por incumplir presuntamente el artículo 64.25. La infracción del artículo 65.8 se considera "grave" según esa normativa, mientras que la 64.25 se tipifica como "muy grave". Este último, tiene que ver con "programar el funcionamiento de las instalaciones de producción de energía eléctrica (...) de acuerdo con los criterios de fiabilidad y seguridad", así como "proporcionar a todos los gestores de las redes información suficiente para garantizar el funcionamiento seguro y eficiente, el desarrollo coordinado y la interoperabilidad de la red interconectada".

La Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia (CNMC) ha abierto un expediente "muy grave" a Iberdrola Generación Nuclear dentro de su investigación por el apagón eléctrico del 28 de abril el pasado año.

Iberdrola, que tiene participación en seis de las siete centrales nucleares que operan en España, es, además, la titular del 100% de la nuclear de Cofrentes (Valencia), la única de la que es dueña en su totalidad.

Esta posible infracción "muy grave" se tramita en base al artículo 64.37 de la Ley del Sector Eléctrico español, por lo que estudia el papel de la compañía en "una reducción de producción o suministro sin autorización" o por el "incumplimiento reiterado de obligaciones de disponibilidad" durante aquella jornada.

Este nuevo expediente, incoado con fecha de 23 de abril, eleva a 56 el número total de procedimientos que estudia el regulador, que abre así su segundo expediente "muy grave" a las empresas eléctricas y su tercero de las mismas características, pues también incoó un expediente de este tipo a Red Eléctrica. La comunicación de este nuevo expediente se produce después de que el pasado viernes se publicara la apertura de 35 expedientes, que complementaban los 20 publicados hace ahora diez días.

La CNMC recalca que 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, explica, el incidente respondió a un origen multifactorial.

Los pactos firmados esta semana entre PP y Vox para gobernar conjuntamente Extremadura y Aragón abren la puerta a la desregulación de las normas que protegen el patrimonio natural de estas comunidades autónomas. Los dos acuerdos recogen numerosas medidas de implantación inmediata que priorizan el interés de la agroindustria, los centros de datos, los cazadores o las grandes eléctricas sobre el interés general.

El primer punto del acuerdo de Gobierno de Extremadura consiste en alargar la vida de la central nuclear de Almaraz (Cáceres), una medida que no es de competencia regional, sino nacional. El pacto propone también eliminar por completo la ecotasa autonómica que paga la instalación, librando a Iberdrola, Endesa y Naturgy del pago de más de 80 millones de euros al año.

En 2025, el Gobierno extremeño del PP ya anunció, de hecho, la reducción progresiva del 50% en ese pago, pero ahora será finalmente retirado en su totalidad de aquí a 2029. Tanto en Aragón como en Extremadura, la coalición se compromete también a facilitar la construcción de líneas eléctricas, que a menudo chocan durante su desarrollo con las normativas de protección de espacios naturales.

Otro punto polémico del pacto extremeño, que también recoge el acuerdo aragonés, es la intención de desregular leyes rurales básicas de protección ambiental relacionadas con la caza, la pesca o los espacios naturales protegidos (como las ZEPA), bajo el pretexto de "flexibilizar o suprimir las normas que arruinan al sector primario" y el "blindaje del sector primario frente a la Agenda 2030", pese a que esta fue impulsada por el PP Europeo en 2020.

En Extremadura, esta desregulación se resume, por ejemplo, en su compromiso de aplicar siempre que sea "legalmente posible" el principio de la declaración responsable, que abre la puerta a la construcción o alteración del espacio sin justificar previamente su impacto en el medioambiente, presuponiendo que el ciudadano actuará siempre con la buena voluntad. En esta Comunidad, de hecho, Vox tendrá también a partir de ahora la Consejería de Desregulación.

Paco Iturbe, portavoz de Ecologistas en Acción de Aragón, opina que esta nueva coalición, en la que la extrema derecha gana peso, es el siguiente paso a lo que ya se había vivido hasta ahora. "Es sintomático que en Aragón Vox haya pedido la Consejería de Medioambiente, porque su intención siempre ha sido desmontar esta área. Lo preocupante es que el PP ha integrado estas ideas y ahora van un paso más allá", señala.

En la región del Ebro, los conservadores aspiran, por ejemplo, a redoblar su apuesta por los centros de datos, pese a los estudios que advierten del excesivo consumo de agua y luz en un momento en que las redes eléctricas tienen serios problemas para hacerse cargo de nuevas demandas y la sequía es una de las mayores amenazas de España en un futuro cercano. Sobre la política hídrica, los dos pactos de Gobierno son una apuesta total por el incremento del regadío cuando los expertos advierten que España va camino de una reducción drástica de las precipitaciones.

Un caso paradigmático de las ambiciones de PP y Vox en el regadío, una promesa habitual para ganar el voto rural, se da en Extremadura, donde aseguran que llevarán por fin el riego a la Tierra de Barros (Badajoz), "tras más de una década de estafas del PSOE a los regantes", se lee en el acuerdo. 

Joan Corominas, presidente de la Asociación Nueva Cultura del Agua y experto en regadío, ha estudiado a fondo este proyecto, que lleva más de 20 años en un cajón, y opina que ese compromiso se va a incumplir, y tanto PP como Vox lo saben.

"La realidad es que ni PP ni PSOE han podido sacar adelante este regadío, y todos hablan de Barros con la boca pequeña porque saben que no tiene futuro", opina el ingeniero agrónomo. Principalmente, el proyecto nace muerto porque el 75% del agua que supuestamente alimentaría ese regadío parte del embalse de Alangue, "que en los últimos años no ha pasado del 20% de capacidad", afirma.

En todo caso, Corminas añade que, incluso si hubiese agua, la infraestructura no ayudaría a la agricultura familiar, sino a las grandes empresas agrícolas, que son las que más acceso tienen al agua y mejor optimizan su uso. "En Andalucía, el 80% de los agricultores tienen el 20% del agua de riego, y el 20% tiene el 80%. Las grandes fincas son las que ganan en estos casos", comenta.

En Aragón, el problema que describe el experto se repite con otra de las propuestas del nuevo Gobierno. Aunque no detalla cómo, PP y Vox se comprometen a revisar de nuevo la Ley de Agricultura Familiar, una normativa que ya fue reescrita en 2023 por el PP precisamente para deshacer la protección del pequeño ganadero en beneficio de la industria intensiva del cerdo. Entonces se eliminó, entre otros, un artículo que limitaba las explotaciones a un máximo de 720 unidades de ganado mayor, facilitando la ampliación y el impacto ambiental de las granjas.

"El pasado Gobierno de PP y Vox derogó la anterior ley de agricultura familiar, y eso que ya se quedaba corta a la hora de proteger al pequeño ganadero. Ahora, con la entrada de Vox, todo esto no solo se va a acelerar, sino que lo van a convertir en su bandera", valora Iturbe, de Ecologistas.

El activista recuerda también que la expansión ganadera en Aragón ya ha dejado a decenas de pueblos sin agua potable porque sus acuíferos están contaminados por purines. Según un informe reciente de Greenpeace sobre contaminación de agua potable, entre el abuso de fertilizantes en la agricultura y los excrementos de los animales de granja, en 2024 hubo más de 3.000 municipios en España que superaron concentraciones de nitratos en agua por encima de lo recomendado por la ciencia. Docenas de ellos estaban en Aragón, como Azuara (Zaragoza), Ariño (Teruel) o Chimillas (Huesca), donde los niveles de nitratos superaron en algún momento del año los 50 mg/l, el límite legal.

En Aragón, Vox ya tuvo durante un breve periodo un consejero de Agricultura, Ángel Samper, entre 2024 y 2025, cuando fue cesado contra su voluntad tras la ruptura nacional de PP y Vox por su desacuerdo sobre la acogida de menores migrantes. Donde más poder llegó a acumular en este sector fue en Castilla y León, donde estuvo al mando de la Consejería de Agricultura entre 2022 y 2024, y a la que también renunció por las desavenencias entre las cúpulas de los dos partidos.

En Extremadura, Vox mantuvo además, de manera breve, la Consejería de Gestión Forestal y Mundo Rural, donde fue responsable de algunas áreas agrícolas, como caza o incendios, y por donde el partido ultra pasó de manera atropellada entre 2023 y 2024. La primera consejera de Vox en esa cartera, Camino Limia, no llegó a los tres meses en el cargo, mientras que su sucesor, Ignacio Higuero, rompió con el partido nueve meses después de ascender, en julio de 2024, y un año después dimitió por mentir en su currículum.

Estas experiencias, además de ser políticamente accidentadas, dejaron episodios traumáticos para algunos profesionales del sector primario, como la crisis de la tuberculosis bovina de 2023 en Castilla y León. El consejero agrario Gerardo Dueñas contradijo el histórico consenso del mundo ganadero y prometió al sector tomar medidas para evitar que las vacas infectadas por esta enfermedad tuvieran que ser sacrificadas, medida que además era ilegal y ponía en peligro a las vacas sanas de otras regiones. Cuando la promesa fracasó, la intentona se tradujo en disturbios, un detenido, y abrió una brecha política en el sector primario. 

A nivel administrativo, tampoco parece que haya habido un cambio notable en la vida de los agricultores en las comunidades gobernadas por los conservadores. En la actual crisis derivada de la guerra de Irán, el principal apoyo al sector ha llegado del descuento del Gobierno central sobre el gasóleo B (el agrícola) y de una ayuda del Ministerio de Agricultura de casi 900 millones de euros a la compra de fertilizantes.

País Vasco, Cataluña y Comunidad Valenciana han activado además ayudas extra de 1.000 millones de euros (la primera) y 400 millones (las otras dos), mientras que Andalucía, Extremadura, Aragón y Castilla y León, cuatro bastiones de la derecha con un fuerte peso agrario, todavía no han activado ayudas complementarias.

Un análisis de infoLibre publicado en febrero sobre las ayudas autonómicas al campo para apoyar la contratación de seguros agrarios también mostró que comunidades en las que Vox ha participado en el Gobierno autonómico tampoco han tenido una especial atención sobre sus profesionales. Castilla y León, Extremadura y Aragón se encuentran en la mitad inferior de la tabla que compara la participación autonómica sobre el total subvencionado en todas las regiones españolas.

El director de la Agencia Internacional de la Energía volvió a insistir este martes en que el mundo afronta "la mayor crisis energética de su historia". Pese al escenario extremo que dibuja el mayor portavoz global en esta materia, los hogares y empresas occidentales tienen acceso sin problema a la gasolina, el gas y la electricidad, aunque a un precio notablemente mayor que hace dos meses. Donde realmente se está viviendo ya la escasez es en Asia. Allí, decenas de millones de habitantes ya viven bajo un intenso racionamiento de energía que, a nivel global, ya supera con creces al de la gran crisis económica de 2008.

Desde comienzos de marzo se han multiplicado en Bangladesh y en Corea del Sur las colas interminables de coches y motos para repostar en gasolineras, mientras que en Pakistán se han producido en abril cortes parciales de luz, con fábricas que llegan a estar apagadas durante ocho horas al día por la escasez de gas natural, necesario para producir luz.

El Gobierno de Filipinas declaró en marzo la emergencia nacional energética durante un año, y numerosas aerolíneas regionales han reducido su actividad por el coste del queroseno. En total, siete países asiáticos han impuesto ya el teletrabajo obligatorio, cinco están racionando la venta de combustible y varios de ellos tienen edificios públicos cerrados para ahorrar energía.

La Agencia Internacional de la Energía (IEA, en inglés), en su informe de abril publicado la semana pasada, ya puso cifras al cierre de Ormuz: pronostica que la demanda global de petróleo caerá en 1,5 millones de barriles diarios en abril, un recorte del 1,5% frente al mes anterior. A lo largo de todo el año se espera una reducción del consumo de 100.000 barriles diarios, que puede parecer pequeña, pero es que un mes antes la IEA calculaba un incremento total de la demanda de 700.000 barriles diarios en 2026.

Los cálculos de expertos de empresas privadas van muchísimo más allá. Un análisis del banco JPMorgan estimaba esta semana que el recorte global de la demanda de petróleo ha sido en abril de 4,3 millones de barriles diarios de crudo, prácticamente tres veces más de lo que calcula la IEA y una cantidad absolutamente astronómica. "Para ponerlo en contexto, en el pico de la crisis económica de 2009, la demanda global se redujo en 2,5 millones de barriles", añaden los analistas del banco estadounidense.

Por regiones, la IEA, un órgano dependiente de la OCDE, asume que la mayor parte del recorte vendrá de los países de Oriente Medio, pero no porque la población no tenga acceso al combustible, sino porque la aviación está prácticamente congelada en Arabia Saudí, Irán, Irak y Kuwait debido al conflicto, y el tráfico aéreo se ha desplomado en Emiratos Árabes y Qatar. En el sudeste asiático no deberían escasear por ahora la gasolina ni el diésel de manera generalizada, pero sí el gas natural licuado y el GLP (el gas utilizado para cocinar), que llegan en enormes cantidades desde el Golfo.

El informe de JPMorgan también ubica en Oriente Medio el mayor recorte de consumo energético, seguido de Asia, y matiza que ya se observa una brecha entre países ricos de esa región, que pueden comprar combustibles más caros, como Japón, frente a otros que quedan "desbordados por los precios". Este banco sitúa las siguientes víctimas en África, donde también dependen de materias primas del Golfo. Entre Oriente Medio, Asia y África suman el 87% de la caída de la demanda global de crudo de abril de 4,3 millones de barriles.

Aun así, esa bajada tan brutal del consumo ni siquiera es capaz, según el informe de JPMorgan, de compensar la caída de la producción global de petróleo: sigue habiendo un desajuste de 2,3 millones de barriles diarios entre oferta y demanda. "Esto es demasiado para ser absorbido por países emergentes. Europa y Estados Unidos tendrán que participar [de ese recorte]", valoran los expertos.

Es por ello que esta entidad vaticina que los precios de la energía seguirán subiendo en Occidente, ya que con el coste actual de la gasolina, el gas o la electricidad, los países ricos siguen consumiendo sin prácticamente recortes de demanda. A esto hay que sumar que 16 países europeos subvencionan ya los combustibles debido a la crisis, entre ellos España, una manera de apoyar a la población, pero que mantiene la demanda artificialmente alta, engordando el problema del abastecimiento, según los expertos.

La industria asiática ha colapsado por varios frentes debido a la subida de costes de la energía y las materias primas. La prensa regional recoge, por ejemplo, un desabastecimiento de guantes de goma en hospitales por el encarecimiento de la nafta, un derivado del petróleo necesario para fabricar plásticos. El déficit de nafta afecta, de hecho, a toda clase de cadenas de producción: desde ropa a bolsas de plástico, pasando por la industria del maquillaje o la producción de microchips.

La primera línea del racionamiento recae sobre Asia porque sus países son extremadamente dependientes de los combustibles que salen del estrecho de Ormuz, ahora prácticamente cerrado. India, el país más poblado del mundo, importa históricamente el 90% de su crudo, y más del 40% de esa cifra llegaba hasta ahora de Oriente Medio. También llegaba de esta región el 98% del petróleo que necesita Filipinas, el 61% de Corea del Sur o el 60% de Tailandia.

Un análisis reciente del Fondo Monetario Internacional advierte de que estas naciones no solo dependen enormemente del crudo de Arabia Saudí, Kuwait o Irán, sino que sus economías necesitan quemar mucho más combustible que Occidente para mantenerse en funcionamiento porque apenas tienen energías renovables. La Unión Europea destina poco más del 2% de su PIB a importar gas natural y petróleo, mientras que Asia destina aproximadamente el 4%. En Singapur, Tailandia y Corea del Sur esa dependencia alcanza entre el 6% y el 8% del PIB total.

"Asia es el principal comprador del petróleo y del gas que se transportan a través del estrecho de Ormuz y esto supone un shock directo sobre las refinerías, las plantas eléctricas y las fábricas", escriben Andrea Pescatori y Krishna Srinivasan, colaboradores del FMI. "Las interrupciones en el suministro de fertilizantes, productos petroquímicos, helio o azufre aumentan además el riesgo de que se produzcan perturbaciones más generalizadas en la cadena de suministro si el conflicto persiste", añaden.

Naciones Unidas publicó la semana pasada que la guerra en Irán va a vapulear las economías de Asia y del Pacífico, que perderán entre 100.000 y 300.000 millones de dólares, principalmente por el encarecimiento de la energía. El organismo estima también que 8,8 millones de personas entrarán en el umbral de la pobreza en la región. Como en el análisis del FMI, la ONU enfatiza que la región es extremadamente dependiente del petróleo y calcula que 33 de los 36 países estudiados en Asia y Pacífico son "altamente vulnerables" a la inflación de los combustibles.

Cada día que pasa parece más claro que la crisis energética no será pasajera, sino que afectará al bolsillo de los hogares durante muchos meses más. El impacto en las gasolineras es evidente y la luz se ha encarecido respecto a febrero, pero el gas natural todavía se mantiene contenido porque la demanda en primavera es escasa. Sin embargo, ACER, la organización de reguladores europeos de energía, ha advertido este jueves que en otoño e invierno el recibo del gas subirá con fuerza y, por lo tanto, también el de la electricidad.

La razón es que la Unión Europea debe recargar una cantidad ingente de gas en sus inventarios en los próximos siete meses en mitad de lo que la Agencia Internacional de la Energía considera la mayor crisis energética de la historia. En este momento, el nivel medio de los almacenes de gas en Europa es del 31% y, en teoría, hay que alcanzar el 90% antes del 1 de diciembre, aunque ese objetivo es flexible.

ACER, un grupo del que forma parte la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia (CNMC), ha advertido este jueves que cumplir con esa meta será este año más caro y más difícil. Principalmente porque la competencia por el gas será mayor en todo el mundo ante la pérdida del gas catarí por el cierre del estrecho de Ormuz, por donde el año pasado cruzó el 7% del gas natural licuado que llegó a Europa por barco (el conocido como GNL), así como el 20% del GNL global.

"Recargar los almacenes hasta su capacidad máxima será más costoso y complicado en un mercado del GNL en competencia. Los precios a plazo de principios de abril de 2026 indican que esas importaciones de GNL llegarán a un coste algo superior al de años anteriores", afirman los reguladores en su último informe de monitorización del gas, publicado este jueves.

En concreto, calculan que el coste de la recarga podría aumentar entre 10.000 y 15.000 millones de euros en el invierno de 2026 si los precios del gas de referencia europeo (el conocido como TTF) se estabilizaran en 50 euros/MWh. En este momento el mercado de futuros del gas marca un precio de 44 euros/MWh para la segunda mitad del año, aunque ese valor cambia cada día con las nuevas noticias que llegan desde el Golfo. Antes de la guerra, el TTF cotizaba en esos meses a unos 31 euros/MWh, pero ha subido un 39% en menos de dos meses. 

Ana María Jaller-Makarewicz, analista de Energía en Europa en el Instituto de la Economía Energética y el Análisis Financiero (IEEFA), opina que esta crisis es un enorme toque de atención para Bruselas, que tras la crisis energética de 2022, provocada por el corte de la mayor parte del suministro de gas ruso, decidió buscar nuevos vendedores de gas en el resto del mundo. "Creyeron que la solución era diversificar las compras de gas, pero depender de otros nos ha vuelto a hacer vulnerables. Hay que apostar por la electrificación y las energías renovables", opina la experta.

Otra de las razones que apuntan al encarecimiento del gas este año, según ACER, es que en 2026 los almacenamientos de gas han llegado raquíticos a la primavera, en su nivel más bajo en nueve años, porque el invierno ha sido especialmente frío.

Los reguladores calculan que para cumplir con ese 90% de llenado en invierno hay que mantener "elevada" la entrada de gas por tubería y las compras de GNL tienen que ser un 13% superiores al año pasado. Todo esto, en un escenario de extrema competitividad global por el combustible debido al cierre de Ormuz.

Un tercer factor que complicará la logística, aunque menos importante que los anteriores, es que desde que comenzó la guerra, el gas en Asia tiene un importante sobreprecio sobre el valor del TTF europeo, de entre 5 y 10 euros MW/hora –un premium histórico–, porque en esa región la desesperación por el combustible es mayor. Esta situación podría llevar a que los metaneros "se vean más atraídos por Asia este verano", dificultando todavía más el aprovisionamiento europeo, según el informe de ACER.

España está en principio mucho mejor preparada que otros países de Europa porque sus tres almacenes subterráneos de gas natural están por encima del 60% de capacidad, aunque esto no garantiza que en la península el gas sea más barato que en Países Bajos o Grecia porque el combustible que se almacena en estos depósitos pertenece a compañías privadas que pueden revenderlo a terceros países si esa práctica es más rentable que destinarlo al consumo interno. 

El encarecimiento del gas natural para el consumidor español se puede notar de dos maneras. Si el hogar tiene una tarifa libre, esa subida puede llegar cuando se actualice el precio según lo establecido en el contrato, que suele ser de 12 meses. Incluso puede que ya se haya encarecido en las últimas cuatro semanas. En el caso de la tarifa regulada (conocida como TUR de gas), cuyo precio se actualiza trimestralmente, la fecha clave es el 1 de octubre. Entonces sufrirá el gran repunte porque en ese momento su cálculo incorpora un sobrecoste llamado gas estacional, un concepto que se añade durante los meses de frío.

Esta inflación también afecta al precio de la luz, y de manera mucho más rápida porque las compañías dueñas de las centrales de ciclo combinado (las que generan electricidad con gas) trasladan el encarecimiento de la materia prima al precio de la energía que producen. El sistema de fijación de precios diario mediante subasta limita que en primavera haya un fuerte repunte en la luz, pues las renovables marcan el precio en la mayor parte de las horas, pero durante la noche sí que se nota esa subida. Como en el caso del gas, ese cambio es solo para los clientes con contrato regulado, porque el precio de las tarifas libres depende exclusivamente de lo pactado con la comercializadora.

La Comisión Europea es consciente de la tormenta que se está formando alrededor del precio del gas natural de cara al invierno y este miércoles presentó su paquete AccelerateEU, que impulsa la coordinación de la gestión del gas natural y del combustible de aviones durante los próximos meses. 

Para evitar una ola de compras desesperadas de gas que suban todavía más su precio, la Comisión Europea también instó este miércoles a los países a que aprovechen que la normativa que obliga a rellenar sus almacenes de gas en un 90% antes de diciembre tiene un margen de flexibilidad del 10%, de manera que es suficiente con llenar inventarios al 80% para esa fecha. Bruselas está negociando además flexibilizar otro 5% más, rebajando el objetivo hasta el 75% para el 1 de diciembre. La idea es evitar que unos países pisen a otros comprando más gas del que puedan necesitar. 

Otra de las aristas que aborda el informe de ACER es que Estados Unidos ha disparado sus exportaciones de gas natural a Europa por vía marítima, principalmente para sustituir la desaparición de buena parte del gas ruso que llegaba por tubería. En el invierno 2025-2026, dejó de operar definitivamente el gasoducto ruso que atravesaba Ucrania, y en este periodo Estados Unidos incrementó sus ventas de GNL en un "impresionante" 45%, según los reguladores, alcanzando el 30% del total de importaciones de gas europeas y dos tercios del GNL. 

Rusia, en todo caso, volvió a vender grandes cantidades de gas a Europa este invierno, siendo el tercer proveedor, con el 15% de las importaciones totales de GNL, solo por detrás de EEUU. También sigue activo uno de los gasoductos Europa-Rusia, el TurkStream, que llega a Turquía y de ahí se ramifica para surtir principalmente a Hungría, Eslovaquia y Serbia. En total, Rusia supuso el 14% de las importaciones totales de gas en la UE esta temporada, equivalentes a 10.000 millones de euros anuales.

En sus previsiones para el invierno 2026-2027, ACER subraya que Europa necesita mantener en "niveles altos" las entradas de gas por tubería para poder cubrir su demanda en los meses de frío, y debe importar incluso más GNL que en 2025, lo que se traduce en que el gas ruso será impepinable este año, pese a que los países miembros están en pleno proceso de ruptura con el combustible de Moscú. El 1 de enero de 2027, según ratificó la Unión Europea el pasado 26 de enero, se prohibirá comprar GNL ruso, y el 1 de noviembre de 2027 habrá que poner fin a todos los contratos a largo plazo de gas importado por tuberías, de manera que el invierno siguiente supondrá de nuevo un desafío energético.

El regulador del sector eléctrico, la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia (CNMC), ha publicado este viernes una lista de seis compañías eléctricas que van a ser investigadas por su posible implicación en el apagón del 28 de abril del año pasado. Los funcionarios consideran que estas empresas presuntamente fallaron a la hora de cumplir sus obligaciones de controlar y estabilizar la red eléctrica, y la suma de esos errores contribuyó a que aquella mañana se produjese un cero eléctrico en España y Portugal que duró 16 horas.

Las energéticas señaladas son, ordenadas por número de procedimientos incoados: Iberdrola (7), Endesa (7), Naturgy (5), Red Eléctrica (1), Repsol (1) y Bahía Bizkaia Electricidad (1). Dos de los expedientes atribuidos a Endesa e Iberdrola corresponden a una investigación específica sobre las centrales nuclear de Ascó y Vandellós II, en Tarragona.

De esta manera, el regulador pone el ojo sobre las principales compañías energéticas del país, siendo Iberdrola la mayor comercializadora de España, seguida de Endesa, Naturgy y Repsol. En el caso de Red Eléctrica (REE) se trata del operador del sistema.

Salvo Red Eléctrica, a todas las empresas se las acusa "presuntamente" de saltarse el artículo 65.8 de la ley del sector eléctrico, mientras que al operador se le investiga por incumplir presuntamente el artículo 64.25. La infracción del artículo 65.8 se considera "grave" según esa normativa, mientras que la 64.25 se tipifica como "muy grave".

Según esa normativa, una infracción muy grave se pena con multas de entre 6.000.000 y 60.000.000 euros, mientras que una grave se penaliza con entre 600.000 y 6.000.000 de euros. En ambos casos, la ley recoge también la posibilidad de "inhabilitación de actividades del sector eléctrico", "suspensión de las autorizaciones" o "pérdida de la posibilidad de obtener subvenciones" durante un periodo de hasta un año (en el caso de infracciones graves) o tres años (muy graves),

"La CNMC ha detectado diversos indicios de incumplimiento, algunos mantenidos durante periodos prolongados de tiempo, que habrían afectado al funcionamiento del sistema eléctrico y podrían ser constitutivos de infracciones administrativas", ha publicado el regulador, aunque añade que "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". Tampoco garantiza que estas investigaciones resulten en una acusación concreta a estas compañías.

El artículo 65.8, que presuntamente se han saltado cinco de las seis señaladas, es una versión atenuada de otros tres artículos "muy graves" de la ley del sector eléctrico, que se resumen en que las empresas desconectaron sus instalaciones o no cumplieron con los criterios técnicos necesarios. Cuando esos fallos "no concurran las circunstancias de riesgo de garantía del suministro o peligro o daño grave para las personas, bienes o medio ambiente" pasarán de juzgarse como "muy graves" a "graves", de manera que se sobreentiende que la CNMC no considera que estas compañías, por sí mismas, pusieron en riesgo la garantía del abastecimiento eléctrico aquel día.

En el caso del artículo 64.25, que presuntamente incumplió Red Eléctrica, supone a su vez fallar en cuatro puntos del artículo 30 de esa ley, la que recoge las obligaciones del operador del sistema. Esos cuatro apartados, resumidos, explican que REE debe "programar el funcionamiento de las instalaciones de producción de energía eléctrica (...) de acuerdo con los criterios de fiabilidad y seguridad", así como "proporcionar a todos los gestores de las redes información suficiente para garantizar el funcionamiento seguro y eficiente, el desarrollo coordinado y la interoperabilidad de la red interconectada".

Tanto la investigación oficial del Ministerio de Transición Ecológica como la llevada a cabo por los expertos independientes europeos concluyeron que docenas de instalaciones eléctricas de generación dejaron de operar correctamente en los instantes previos al apagón. Primero, dos plantas del suroeste de España fallaron, dando lugar a fuertes oscilaciones de frecuencia y tensión en la red. El operador de la red, Red Eléctrica, puso entonces en marcha diversas medidas para paliar esos desajustes, que a su vez provocaron un incremento de la tensión progresivo que terminó tirando la red.

Pero no fueron las únicas. A medida que subió la tensión, se comenzaron a desconectar por seguridad plantas solares y eólicas de todo el país, pero lo hicieron cuando los niveles de esta se situaban todavía por debajo de lo que la normativa obliga a soportar. Esta situación  agravó el problema aún más porque se generó un efecto dominó: aumentó aún más la tensión y provocó que otras plantas se desconectasen.

En concreto, la red de transporte tiene una tensión media de 400 kV, pero todos los que se conectan a ella deben soportar picos de hasta 435 kV. Según el estudio de los investigadores europeos, publicado en marzo, de las 19 subestaciones eléctricas –los nudos a los que se conectan los generadores de una zona– que se estudiaron, solo seis se apagaron dentro del rango legal, nueve incumplieron y del resto no se hallaron datos concluyentes.

Las plantas renovables no son las únicas que fallaron ese día. Las plantas térmicas –principalmente las centrales de gas natural– tenían la obligación de controlar la tensión de la red, pero "algunas" de ellas, según el informe europeo, fallaron a la hora de hacerlo, incumpliendo los procesos de operación de Red Eléctrica y contribuyendo al apagón. Esas instalaciones reciben una remuneración millonaria por ese trabajo, que en 2025 ascendió a 1.200 millones de euros–.

La lista de eléctricas investigadas por la CNMC se ha publicado en la tarde del viernes, si bien el regulador ya anunció por la mañana que iniciaba estas investigaciones. La razón para no publicar hasta las 18:00 horas es que debían esperar a que cerrase el Ibex-35, donde cotizan algunas de estas compañías. Una medida tomada para evitar un impacto directo en su valor bursátil.

Las subidas del precio del petróleo en los mercados internacionales se traducen inmediatamente en un encarecimiento del combustible en las gasolineras, y la respuesta del sector petrolero es siempre la misma: si sube la materia prima, no hay más remedio que trasladar esa escalada al surtidor. Sin embargo, la crisis energética derivada de la guerra de Ucrania fue un momento dorado para las grandes energéticas, y lo será también la III Guerra del Golfo.

Los primeros datos de la Agencia Internacional de la Energía (IEA) apuntan a que los márgenes de refino –la diferencia entre lo que cuesta comprar un barril y los ingresos por vender el combustible en la gasolinera– se dispararon en el mes de marzo hasta casi un récord en 15 años y se triplicaron respecto a febrero.

En concreto, por cada barril de combustible procesado en el mundo, el refinador ganó de media el mes pasado 21,82 dólares, un 220% más que en febrero y un 168% más que la media de 2025. Con datos de los últimos 15 años, solo en junio de 2022 –en plena crisis por la guerra de Ucrania– las refinerías ingresaron más dinero por barril tratado. Esto significa que las petroleras que tienen su negocio integrado –producción, refino y venta– están incrementando el precio del combustible final muy por encima de lo que sería una subida natural por el encarecimiento del crudo.

"Los márgenes de refino repuntaron de forma generalizada en marzo", valora la agencia en su informe publicado este martes. "Sobre el papel, los márgenes medios mensuales en el noroeste de Europa alcanzaron máximos históricos, superando los niveles registrados en 2022 tras la invasión de Ucrania", añaden los técnicos. Aunque la IEA destaca los márgenes de las compañías noreuropeas, las del sur de Europa o las asiáticas también inflaron sus márgenes en marzo.

Si bien es cierto, el estudio también matiza que sus cálculos podrían "sobreestimar la rentabilidad que la mayoría de refinerías podría alcanzar" porque los precios del mercado de futuros (el conocido como petróleo Brent o WTI) están en este momento por debajo de lo que realmente cuesta el crudo en el mercado al contado.

El refinado de petróleo es el gran negocio dentro del sector del crudo porque supone transformar la materia prima en docenas de productos más complejos, como diésel, gasolina y queroseno, y las pocas empresas que tienen capacidad para realizar esta transformación dentro de Europa pueden hacerse de oro en momentos en los que hay escasez de combustibles.

En marzo, los petroestados del Golfo no tuvieron apenas capacidad para exportar petróleo y productos refinados por el cierre del Estrecho de Ormuz, y las compañías con refinerías en Europa tuvieron un gran margen para incrementar los precios ante la escasez de suministro internacional. En España hay ocho refinerías activas de Repsol (cinco), Moeve (dos) y BP (una), y solo Alemania e Italia tienen un número mayor dentro de la Unión Europea. 

La IEA no tiene acceso a cuál es el margen de refino concreto de cada compañía, pero mensualmente elabora una estimación de lo que podrían estar ganando las refinerías de cada región del planeta en función del tipo de crudo que procesen y de la complejidad de cada una de ellas. Según esa tabla, las del Mediterráneo, entre las que se incluyen las españolas, tuvieron en marzo un margen de beneficio entre 10,53 euros y 18,69 euros, entre tres y siete veces más que el mes anterior. En otras zonas del planeta se registraron en marzo márgenes completamente astronómicos, como los 42 dólares por barril de beneficio para los refinadores del sur de Asia.

Enrique Parra, profesor de Economía de la Universidad de Alcalá y exprofesional del mundo del petróleo, explica que los cálculos de la IEA no se pueden tomar a rajatabla, pero que son una aproximación de lo que podrían estar ganando algunas de estas compañías. "En las refinerías españolas podrían estar procesando siete crudos diferentes a la vez, por lo que esas cifras son una simplificación. Lo que ganan en Cartagena o en Castellón solo lo saben ellos, pero está claro que están ganando mucho más que en meses anteriores", valora.

El experto también matiza que en España las petroleras han realizado costosas inversiones en la última década para poder procesar crudos de todos los tipos –más y menos densos, y más y menos ácidos–, lo que les permite comprar petróleo de todas las regiones y procesar los tipos más rentables (los dulces y ligeros), y esa versatilidad permite a las energéticas españolas maximizar ingresos en momentos de escasez de suministro, como la crisis actual. El profesor añade además que ese margen no es un beneficio íntegro para las empresas, sino que hay que restar a esas cifras el coste de mantener la planta y los trabajadores. 

Para saber qué compañías han apretado más esos márgenes para aprovechar la coyuntura habrá que esperar a que las petroleras presenten sus cuentas de resultados del primer trimestre, que llegarán en las próximas dos semanas. La agencia Reuters adelantó este martes que la británica BP incrementó su margen de refino hasta los 16,9 dólares por barril en el primer trimestre, frente a los 15,2 dólares de los tres meses anteriores, un 11% más. La subida es mucho más comedida de lo calculado por la IEA porque es una media del trimestre, y en 2026, hasta la crisis del Estrecho de Ormuz, había una tendencia de caída en picado de los márgenes en el negocio de refinado.

El combustible de aviones, el queroseno, es la prueba de que el coste del combustible sube mucho más allá de lo que lo hace el coste del crudo. Se ha encarecido mucho más rápido que el resto de carburantes –como la gasolina o el diésel– pese a que se fabrica a partir de la misma materia prima y con un proceso similar. El problema es que, como la demanda del queroseno es menos elástica –la gente está dispuesta a viajar en avión aunque el billete sea algo más caro–, el precio de este combustible se ha más que duplicado en comparación con el mes de febrero, mientras que la gasolina en Europa se ha encarecido un 36% desde la primera semana de marzo (sin contar impuestos).

En Francia, el Gobierno se plantea poner en marcha una normativa temporal para limitar la subida del precio de los combustibles para evitar que las petroleras tengan márgenes de beneficio superiores a los de enero y febrero, mientras que la Comisión Europea plantea un impuesto extraordinario para los conocidos como beneficios caídos del cielo.