El Gobierno prepara una normativa para poner coto a la ola descontrolada de centros de datos que se están instalando en España. Tras las constantes denuncias de falta de transparencia de los vecinos de Aragón, donde tienen puesta una alfombra roja, y las malas experiencias de países que abrazaron estas instalaciones, el Ejecutivo prepara un real decreto para limitar su consumo de agua, garantizar que utilizan energía renovable sin robársela a otros sectores de la economía y para que no puedan ser empleados por terceros países para robar información sensible.

Fuentes del ministerio de Transición Ecológica aseguraron este martes que el Gobierno apoya la llegada de los centros de datos, pero de manera controlada. El objetivo es anticiparse para evitar problemas a futuro, dijeron los altos cargos durante una rueda de prensa conjunta entre la Moncloa, Transición Ecológica y el ministerio de Transición Digital. Citaron casos como los de Irlanda, Países Bajos o Estados Unidos, donde el aterrizaje descontrolado ha acabado con casos de apagones locales –por su elevado consumo de energía– o contaminación de aguas subterráneas.

Estas exigencias se aplicarán a todos los centros de datos de más de 1MW de potencia –prácticamente todos– que no estén ya conectados a la red de transporte o distribución, es decir, los que no estén ya operativos, de manera que algunos de los ya anunciados y con los permisos concedidos tendrán que hacer modificaciones de sus planos. Los que no se adapten en un periodo de seis meses desde la entrada en vigor de la nueva normativa perderán su permiso de conexión a la red. En todo caso, este real decreto entrará esta semana en proceso de audiencia pública, de manera que puede ser modificado, y el Ejecutivo espera que entre en vigor este año.

La idea que trasladaron los altos cargos de la Administración es que hay un aluvión de instalaciones, muchas de ellas dudosas y sospechosas de especulación, de manera que estos requerimientos forzarán a una parte de los promotores a anular sus proyectos. El Gobierno estimaba que habría en España en 2030 centros de datos equivalentes a entre 3,5 y 4 GW de potencia, pero a estas alturas ya hay proyectos con los permisos concedidos por 12,4 GW, tres veces más, sin contar con otros 6GW de centros más pequeños conectados a la red de distribución. De manera que los nuevos requisitos deberían reducir sustancialmente la cifra. “Solo queremos los mejores centros”, trasladaron los altos cargos.

La exigencia más destacada será la obligación de emplear al menos un 80% de energía renovable durante cada una de las 24 horas del día, un requisito que encaja con un país como España, donde la eólica y la fotovoltaica abundan, pero que se trata de un parche frente a algunos proyectos ya avanzados que en sus planos recogen un apoyo energético parcial mediante la quema de gas natural y diésel. 

Además, esa energía renovable tendrá unas condiciones exigentes: deberá ser generada con nuevas plantas eólicas o solares construidas explícitamente para ese centro de datos para evitar que simplemente la compren al mercado eléctrico mayorista, tomando el puesto de otros sectores, y no hagan ningún esfuerzo, aunque no será obligatorio levantar estas plantas junto al centro de datos, sino que puede ubicarse en otra comunidad autónoma y ser adquirida mediante un contrato bilateral. De la misma manera, algunos proyectos ya en marcha en España habían declarado que serían 100% verdes simplemente acudiendo al mercado mayorista y tendrán que modificar sus planes.

De igual manera, los centros de datos estarán obligados a cumplir con condiciones de demanda de agua, el punto más controvertido que denuncian activistas en Aragón. En esta comunidad hay ya aprobados ocho campus pendientes de construcción, cada uno con varios centros de datos en su interior, pero ninguno de ellos recoge en su memoria la cantidad de agua que consumirá el proyecto completo. En el real decreto gubernamental, todos ellos estarán obligados a cumplir con las exigencias europeas de eficiencia de uso de agua, antes de que entren oficialmente en vigor en 2027 en todo el continente.

El cumplimiento de los requerimientos hídricos y de electricidad verde por parte de estas instalaciones será competencia del Ministerio de Transición Ecológica, previa declaración responsable emitida por cada una de las propietarias de los centros de datos. Serán evaluados cada año, según explicaron desde esta cartera, y si incumplen reiteradamente sus compromisos podrían llegar a perder su permiso de conexión, lo que en la práctica equivaldría al cierre de la planta. Un incumplimiento puntual también sería penalizado con un incremento del coste de los peajes de la red para la instalación, lo que encarecería su factura eléctrica. 

En lo que respecta a la ciberseguridad, los centros de datos estarán obligados a cumplir con varios requisitos. Que hagan una trazabilidad de los servicios que les prestan empresas de terceros países, que se haga un seguimiento exhaustivo de sus subcontratas y que si terceros países tratan de acceder a los datos almacenados por la empresa, esta sea capaz de frenar ese intento. Además, si alojan información de administraciones públicas españolas o de seguridad nacional, deben comprometerse a que los datos almacenados no salen de la Unión Europea.

El triángulo diplomático entre España, Marruecos y Argelia no alcanzaba semejante tensión desde la crisis de 2021 y 2022, cuando Argelia cortó el gasoducto Magreb-Europa, que surtía a Marruecos y a la península ibérica, y posteriormente suspendió el tratado de amistad con España por su cambio de postura sobre el Sáhara Occidental. Desde entonces, el Gobierno de Pedro Sánchez ha tratado de recuperar su relación con Argelia, su principal proveedor de gas natural, y las cifras apuntan a una notable mejora. Con datos hasta el mes de julio, el año 2026 ha registrado la mayor importación de gas argelino desde la ruptura diplomática de hace cuatro años.

El incremento de estas exportaciones se ha basado principalmente en que el gasoducto Medgaz –el que conecta directamente Argelia con España, sin pasar por Marruecos– se ha llevado a alrededor del 90% de su capacidad desde principios de año. En los siete primeros meses del año ha transportado por tubería, según Enagás, 69.863 GW/h de gas, un 13% más que en 2025 y la mayor cantidad desde 2021, cuando llegaron en ese mismo periodo 99.326 GW/h, gracias a que estaba disponible la tubería Magreb-Europa, que tenía una capacidad de exportación similar al Medgaz. De esta manera, Argelia se mantiene como el principal proveedor de gas a España, lejos de Estados Unidos (58.763 GW/h) y Rusia (39.443 GW/h).

No obstante, esta subida ha sido parcialmente atenuada con una reducción de las llegadas de gas natural licuado (GNL), el que llega en barcos metaneros, desde la costa argelina. Entre enero y julio se importaron 5.073 GWh, la cifra más baja desde 2022 y la mitad que en 2025. No obstante, incluso con este recorte, 2026 sigue siendo el mejor año en importaciones energéticas de Argel del último lustro.

La mejora de las relaciones comerciales ha ido acompañada de una visita en marzo del ministro de Exteriores, José Manuel Albares, la primera en cuatro años, y de una segunda en julio del propio Pedro Sánchez, que se reunió con el presidente argelino, Abdelmayid Tebún, y a la que también se sumaron la ministra para la Transición Energética, Sara Aagesen, Albares y directivos energéticos de Naturgy, Repsol o Enagás, entre otros. De ese último encuentro salió un pacto pendiente de ratificar para aumentar un 10% la circulación por Medgaz hasta el 100% –un incremento que en la práctica ya está casi completado–, y también duplicar el comercio de GNL.

Este acuerdo, el relativo al gas que llega por barco, sería realmente determinante para España, puesto que el gasoducto Beni Saf-Almería (el Medgaz) ya opera prácticamente a su máxima capacidad, y es la vía marítima la que realmente puede apoyar el abastecimiento de España durante el próximo invierno. La crisis energética derivada de la guerra en Irán mantiene cerrado el Estrecho de Ormuz, llevando a prácticamente cero la exportación de gas de una región que suministraba el 20% del GNL del planeta, provocando que los países asiáticos –quienes compraban ese combustible– ahora se disputen con Europa el gas natural estadounidense. A esto se suma que la Unión Europea prohibirá a partir del próximo 1 de enero de 2027 cualquier compra de gas natural a Rusia, dejando un profundo agujero en el suministro ibérico, ya que Moscú es el tercer proveedor más importante de España en este momento.

El acercamiento gasista de España a Argelia no se explica solo por razones geopolíticas y de seguridad energética, sino también por una cuestión de precios. Ignacio Urbasos, investigador de la Universidad de Navarra especializado en relaciones internacionales y energía, afirma que las empresas gasistas españolas, las que compran el combustible a terceros países, ganan más dinero si comercian con Argelia.

"La razón principal que yo veo para ese incremento de las importaciones, más que diplomática, es comercial. El gas que vende Estados Unidos se está desplazando hacia Asia y además ese gas está indexado al gas europeo TTF, mientras que el argelino está indexado al Brent", opina Urbasos. Se refiere a que el precio del gas argelino se basa en la evolución del petróleo Brent, más estable que el gas TTF, al que están ligadas las importaciones desde Estados Unidos. Mientras que el TTF se ha encarecido un 139% desde el 1 de enero, el Brent lo ha hecho un 51%, de manera que los contratos de gas indexados a este último se han encarecido notablemente menos que los ligados al TTF.

Urbasos también hace hincapié en que no solo a España le hace falta acercarse a Argelia, sino que la necesidad de entendimiento es mutua. El país norteafricano pasa por una profunda crisis diplomática con Francia que el diario Le Monde califica como "la más grave desde la independencia de Argelia en 1962", hasta el punto de que ambos países retiraron a sus respectivos embajadores entre 2024 y 2025. "Argelia sabe que no puede estar a malas con todos sus socios europeos", valora el analista.

Otro experto en materias primas, Ronald Pinto, analista de gas y GNL de la consultora Kpler, añade otra razón a la subida de las importaciones de gas argelino por tubería: el mantenimiento de las plantas de regasificación españolas durante el verano. Estas siete instalaciones portuarias transforman en gas el GNL en formato líquido que transportan en los barcos metaneros, pero al funcionar por debajo de su rendimiento habitual, se ha compensado ese déficit con un incremento del comercio por la tubería Medgaz.

Sin embargo, Pinto adelanta que este incremento del flujo en la primera mitad del año no va a durar mucho más, y en invierno –el periodo con los precios del gas más elevados– probablemente haya que pelear para obtenerlo de otros proveedores. "Calculo un ligero descenso de las importaciones de gas procedentes de Argelia en los próximos meses, sobre todo durante el invierno, cuando Argelia utiliza sus reservas nacionales de gas para satisfacer las necesidades locales de calefacción", valora.

Aragón, la región que tiene extendida una alfombra roja a los centros de datos desde 2019, acaba de liberar a Blackstone (Calanza-QTS) de uno de los exámenes cruciales para garantizar la protección del medioambiente. El campus Rhodes, ubicado en Calatorao (Zaragoza), que aspira a ser uno de los mayores proyectos de data center de España, no tendrá que someterse a una evaluación ambiental estratégica ordinaria, sino que bastará con una evaluación simplificada que ya ha sido aprobada. Otros proyectos similares en Aragón ya han disfrutado de esta vía que, básicamente, da "carta blanca", según los expertos, a las grandes tecnológicas para construir proyectos de gran consumo de agua y electricidad.

La resolución del Instituto Aragonés de Gestión Ambiental (Inaga) se publicó el pasado 23 de julio, en pleno verano, y recoge que el campus Rhodes no necesita someterse a una evaluación ambiental ordinaria –el examen habitual de cualquier macroproyecto industrial– porque "no implica una alteración sustancial de los usos y clasificación del suelo" y porque "supone un incremento en las zonas verdes y un menor consumo de agua" respecto al plan municipal de 2010 que hay actualmente sobre esos terrenos, que permanecen sin construir.

En concreto, el Inaga ha determinado que no tendrán que someterse a evaluación estricta ni el plan integral del proyecto Rhodes, ni el plan de urbanización del polígono donde estará situado. Aunque, para seguir adelante, sí reclama a los promotores medidas adicionales genéricas, como "garantizar la disponibilidad de recursos (agua, energía y cualquier otro) para otras actividades en el término municipal de Calatorao" o que en las siguientes fases del proyecto se impulse "el ahorro y eficiencia en el uso del agua y de la energía".

El mismo texto, del 23 de julio, aprueba también las evaluaciones ambientales simplificadas de ambos proyectos, de manera que Blackstone ya ha superado el grueso del proceso administrativo que necesita para ponerse a construir. Solo necesita ejecutar el proyecto de construcción de las naves y del centro de datos –y someterlos a una evaluación también simplificada– antes de iniciar las obras.

Fernando Follos, consultor y experto en evaluaciones ambientales, afirma que este es un caso más de la simplificación extrema que Aragón aplica a estas inversiones, que ya causan estragos en ciudades de todo el mundo donde también fueron recibidas con los brazos abiertos. En este caso, da vía libre a uno de los mayores campus proyectados actualmente en España, con una potencia total de 648 MW si se construyen los ocho edificios de centros de datos que figuran en sus planos, de 81 MW cada uno. Por tamaño, sería la cuarta empresa con más megavatios instalados en el país.

El consultor explica que el modus operandi de estos macrocentros es siempre el mismo. El Gobierno regional declara el proyecto como PIGA (Proyecto de Interés General para Aragón), una figura que simplifica las exigencias urbanísticas y ambientales, "los principales escollos" para estas instalaciones, acelera los tiempos para conceder los permisos necesarios y bonifica drásticamente los impuestos del negocio cuando se ponga en marcha. "El PIGA da carta blanca para hacer básicamente lo que quieras, incluso sobre suelos no urbanizables. Si tuviesen que recalificar el suelo por la vía habitual, modificando el plan de ordenación urbana, tardarían una eternidad", valora.

Además de aplicar el PIGA, el Inaga ha sustituido ahora la evaluación ambiental estratégica ordinaria por una simplificada, y Follos asegura que este cambio supone una rebaja radical de la transparencia del proyecto. "Al cambiar a una evaluación simplificada, las compañías solo necesitan entregar un documento muy sencillo que se resuelve en tres meses, mientras que una estratégica llevaría un año e incluiría un análisis detallado de cada impacto del centro de datos", subraya el profesional.

Carlos López, de Ecologistas en Acción de Aragón, asegura que otros centros de datos, como el de Microsoft, también han disfrutado de este examen ambiental simplificado. "Esta gente funciona así. Creemos que están tratando de acelerar al máximo la construcción porque ven que la oposición es cada vez mayor. Lo que esperamos es que aquí la gente se rebele antes de que los proyectos estén ya funcionando, como ha pasado en Estados Unidos", opina.

La evaluación ambiental simplificada es un capítulo más de la absoluta falta de información que hay alrededor de los centros de datos, explica López. Desde que comenzó el goteo de proyectos, no está claro cuánta electricidad ni cuánta agua demandarán estas instalaciones, y la experiencia en otros países hace saltar las alarmas sobre el riesgo real al que se expondrán los municipios cuando termine de construirse todo lo planificado. Hasta ahora ya hay ocho proyectos con su PIGA probado, incluyendo el de Amazon Web Services, que tiene tres centros en operación desde 2022.

Sobre el agua, la mayor preocupación, López afirma que las compañías mienten sistemáticamente asegurando que necesitarán menos de la que finalmente consumen, y que, cuando está todo construido y en funcionamiento, solicitan una ampliación al Gobierno regional para abastecerse. "Amazon dice que sus nuevos centros de 300 MW demandarán 56.000 m3 al año. Es mentira porque los que ahora mismo tiene consumen 60.000 en sus centros de 45 MW. Solo sabemos ese consumo y el del proyecto Samca porque los ayuntamientos y la Comunidad han decretado el secreto sobre esta información", valora.

Sobre el consumo eléctrico, las estimaciones que hacen los expertos independientes –porque el Gobierno de Aragón no publica esta información en informes sectoriales– apuntan a que la demanda de energía se va a multiplicar en la Comunidad. Fernando Follos, sumando los ocho PIGA ya aprobados y uno pendiente (Vantage), estima, a partir de los proyectos declarados por las compañías, un consumo inicial de 14.410 GWh anuales, que crecería hasta los 24.501 GWh cuando todos se expandan a su máximo tamaño anunciado. La primera cifra ya supera a la demanda actual de la comunidad autónoma (11.000 GWh al año) y la segunda superaría la producción de la región, que ahora mismo genera el doble de lo que consume (22.400 GWh).

Dentro de la alfombra roja también hay que incluir los grandes beneficios fiscales de los que disfrutarán estas inversiones. Según un informe de la Fundación Basilio Paraíso, publicado en 2025, declarar un proyecto como PIGA permite al ayuntamiento donde se instale aplicar la bonificación máxima del 95% al Impuesto sobre Construcciones, Instalaciones y Obras (ICIO) y al Impuesto de Bienes Inmuebles (IBI). En la práctica, todos los alcaldes lo aplican para garantizar que el proyecto se instale en su municipio. La bonificación del IBI solo se aplica durante los primeros cinco años de operación.

Europa se acerca poco a poco al invierno con unas reservas subterráneas de gas natural anormalmente bajas. Este viernes el almacenamiento medio de los 27 socios se situaba en el 58,1%, su menor nivel desde hace casi 20 años, con países en una situación realmente complicada como Alemania o Países Bajos, dos grandes consumidores de energía, cuyos depósitos están por debajo de la mitad. España es uno de los países que se desliga de este problema, con sus reservas por encima del 70% de capacidad.

La situación no coge a nadie por sorpresa porque los expertos llevan meses advirtiendo de que este año el mercado del gas estaría especialmente tensionado por la combinación de las guerras de Ucrania e Irán. La disponibilidad global de combustible es menor que otros años, lo que incrementa la competencia y los precios del gas natural. En esa pugna, las empresas gasistas europeas han decidido durante los últimos tres meses esperar a que los precios bajen para abastecerse, pero el verano avanza y el problema parece cada día más profundo.

Jaime Concha, experto en gas natural del medio especializado Energy Intelligence, opina que las energéticas apostaron por que la guerra de Irán se apaciguaría en verano, pero nada apunta a que vaya a ocurrir. "El mercado esperaba que el cierre del Estrecho de Ormuz se resolviese y bajase el precio del gas, pero eso no ha llegado. Cuanto más se extienda esta situación, más difícil será llegar al invierno con un buen aprovisionamiento en países como Alemania", valora el analista.

Posponer las compras de gas ha provocado, además, que el mercado de gas se encarezca todavía más a sabiendas de que la Unión Europea está cada día que pasa en una situación más comprometida. Antes del 1 de diciembre, los Estados miembros deben alcanzar un nivel de abastecimiento del 90% –puede reducirse al 80% si hay problemas de suministro o de precios–, lo que garantiza a los vendedores de gas que los países europeos terminarán por comprarlo tarde o temprano. Desde el 1 de julio, la cotización del gas holandés TTF, el de referencia en Europa, ya se ha encarecido un 30% hasta los 55 €/MWh, y los expertos creen que subirá todavía más.

No obstante, Concha matiza que este problema no se traduce directamente en un desabastecimiento de gas, puesto que los almacenes de gas estratégicos tienen una capacidad limitada que se complementa con compras constantes a lo largo del invierno. La reserva subterránea máxima que puede tener la Unión Europea es de 115.000 millones de metros cúbicos de gas natural, mientras que la demanda total de este combustible en 2025 fue de 340.000 millones de metros cúbicos, tres veces más.

"Unos bajos inventarios no significan de por sí una crisis de abastecimiento de gas en invierno. Son, más bien, una garantía, una ayuda para que los precios de la energía no suban demasiado si sufrimos una sucesión de olas de frío", valora Concha. La agencia Bloomberg calcula que desde al menos 2008 Europa no tiene un nivel tan bajo en sus inventarios de gas. A estas alturas del verano, en los últimos cinco años, los inventarios han estado de media al 75%, casi 20 puntos porcentuales por encima.

Los analistas especializados en gas natural también llevan semanas advirtiendo de que incluso metaneros que se dirigían a Europa –a Francia, por ejemplo–, se han desviado hacia Asia para vender allí su mercancía, dificultando aún más el rellenado. Es habitual en el mercado de materias primas que una venta se cancele y se dirija hacia un nuevo destino si un comprador supera la oferta inicial, y en este momento el precio que se paga en Asia por el gas natural supera al que ofrecen las compañías europeas.

Mientras tanto, la guerra en Irán parece seguir estancada, bloqueando indefinidamente el Estrecho de Ormuz, por donde salía a mar abierto el 20% del gas natural licuado (GNL) que consume el planeta y que principalmente iba destinado a Asia. En la Unión Europea, Italia es el país más vulnerable a este agujero porque un tercio del GNL que importó el año pasado provenía de Catar, un país que ha paralizado por completo sus exportaciones.

Antonia Syn, analista de gas en la consultora Rystad, escribió esta semana en una nota de prensa que "en estos momentos, los mercados del gas se ven sometidos a dos fuerzas opuestas: más demanda por las condiciones meteorológicas frente a una escalada de los riesgos geopolíticos". Mientras las olas de calor asolan Europa e incrementan la demanda de electricidad, la paralización de las conversaciones en Irán mantiene el abastecimiento global de gas en completa incertidumbre, presionando al alza el precio de este combustible.

El destino de la guerra de Irán cambia cada semana. El presidente estadounidense pasa de prometer bombardeos masivos sobre el país a asegurar, apenas un día después, que está a un paso de cerrar un pacto con Teherán. Este tira y afloja ha estabilizado el precio del barril de petróleo entre 20 y 40 dólares por encima de su precio a comienzos de año, sin que la demanda se haya resentido apenas, un panorama que ha disparado las ganancias de las grandes petroleras, entre ellas las españolas. 

Los márgenes de refino –la diferencia entre lo que una compañía paga por el crudo y lo que saca por vender el producto en las gasolineras–, se sitúan en niveles récord o casi récord por el encarecimiento de la energía y los recortes de producción, lo que supone una lluvia de dinero para estas empresas.

Repsol ganó en la primera mitad del año 2.202 millones de euros, superando en beneficio a todo 2025 y todo 2024. Estos resultados astronómicos se han repetido a lo largo de todo el sector petrolero. La mayor petrolera del mundo, Saudi Aramco, ha ganado en solo seis meses 67.200 millones –si fuese un país, sería el 77.º del mundo con mayor PIB solo con esos beneficios–. La número uno de Estados Unidos, Exxon, multiplicó por dos sus ganancias; la británica Shell las duplicó; y la española Moeve incrementó sus beneficios un 41% respecto al año pasado. Todo ello mientras los hogares se empobrecen por la inflación y la crisis climática se intensifica.

Daniel Quigguin, investigador de T&E, una organización europea que promueve el transporte limpio, opina que estas crisis, que estrujan a la población, son siempre beneficiosas para las empresas. "Las petroleras salen ganando en cualquier crisis energética. Cuando un conflicto retira barriles del mercado, el precio al que los venden se dispara, pero el coste de extraer y refinar un barril no varía. Es una transferencia, directamente de los conductores, los transportistas y los hogares a un puñado de accionistas", señala a infoLibre. 

La Agencia Internacional de la Energía (IEA, por sus siglas en inglés) calcula que el margen de refino del petróleo, la principal herramienta para medir las ganancias de estos gigantes, se situó en julio en 18,90 dólares por barril de media para todos los tipos de crudo, y lleva rondando los 20 dólares desde marzo, justo después del inicio de la guerra de Irán y del cierre del Estrecho de Ormuz.

El margen de refino habitual está entre los cinco y 10 dólares por barril, y solo se registraron niveles ligeramente por encima de los actuales durante los peores meses de la crisis energética de 2022. Algunos tipos de crudo, como el ligero y dulce mediterráneo –uno de los que se procesa en España–, nunca antes habían sido tan rentables como en julio de 2026.

"La desconexión entre unos mercados de crudo aparentemente bien abastecidos y unos mercados de productos derivados ajustados impulsó un repunte de los márgenes de refino hasta máximos de cuatro años a principios de julio", se lee en el último informe petrolífero de la IEA.

El Banco Central Europeo confirmó la semana pasada que los márgenes de refino del sector petrolero están en niveles "casi récord" y espera que alcancen su pico este mes de agosto para luego comenzar a bajar suavemente durante los próximos meses, hasta llegar a la normalidad a finales de 2027. 

Repsol multiplica su rentabilidad en plena crisis

El mayor exponente español de este beneficio es Repsol, con un margen de refino declarado de 14 dólares por barril durante la primera mitad del año, que llegó a superar los 30 dólares en julio, una anomalía que ha disparado sus beneficios. El propio consejero delegado de la compañía, Josu Jon Imaz, sacó pecho durante la presentación de resultados del primer semestre, que tuvo lugar el 26 de julio, de que este indicador creció "un 137%" respecto a 2025.

Uno de los motivos que dio para explicar su semestre dorado es que la demanda de combustible es "resistente y muy sólida" pese al encarecimiento de los carburantes. La principal razón, según explicó, es que gobiernos de todo el mundo, entre ellos el español, han apoyado el consumo de carburante mediante subvenciones.

Sin embargo, mantener este apoyo millonario con dinero público es extremadamente caro y España ya está en retirada de estas ayudas, que empezaron siendo de 20 céntimos por litro, bajaron a 15 céntimos en julio, se mantienen en 10 céntimos por litro en agosto y descenderán a cinco céntimos en septiembre. No obstante, sigue vigente una cláusula para recuperar el descuento original de 20 céntimos si el precio del carburante sube un 15% respecto al año pasado, según los cálculos del Instituto Nacional de Estadística.

Rusia, más que el Estrecho de Ormuz

Sobre el contexto internacional, Jon Imaz citó que el conflicto de Oriente Próximo ha mejorado los beneficios de sus refinerías, pero cree que la guerra de Ucrania es todavía más importante. "Creo que Rusia podría ser incluso más importante que el Estrecho de Ormuz hoy en día para el mercado europeo, ya que probablemente entre el 45% y el 50% de las refinerías rusas están actualmente fuera de servicio, alrededor de 900.000 o 1.000.000 de barriles diarios de destilados", afirmó.

A la pérdida de producción en Rusia se suma el vacío que ha dejado el Golfo Pérsico, donde ha dejado de fluir una parte del crudo por el cierre casi total del Estrecho de Ormuz, un punto por donde solía transcurrir el 20% del suministro mundial de petróleo. Este vacío de abastecimiento de crudo y productos refinados es el que ha permitido que las petroleras con capacidad para refinar la materia prima –Repsol opera cinco refinerías en España, más que ninguna otra empresa– ganen dinero en toda la cadena.

Más impuestos a las petroleras

La organización T&E es una de las múltiples voces que exige, como ya hizo en 2022, que las compañías energéticas paguen impuestos adicionales para compensar el gasto público que se destina a fomentar la demanda de combustible. España ya ha gastado, entre los dos decretos anticrisis (el de marzo y el de junio), 6.572 millones de euros, entre ayudas al carburante, la electricidad y el gas natural, tanto para la población general como para los sectores profesionales más afectados.

"Los gobiernos están optando por absorber esta crisis por sí mismos en lugar de pedir a las empresas que se benefician de ella que contribuyan. Se trata de una decisión política, y es una decisión equivocada. Esta no será la última crisis del petróleo y el gas. Lo que se necesita es un impuesto permanente sobre los beneficios extraordinarios", opina Daniel Quigguin.

El poder de Marruecos sobre la frontera sur de España se hizo notar como nunca durante el asalto a Ceuta del pasado jueves de más de 50.000 jóvenes. El acontecimiento aireó la idea de que la monarquía alauí tiene capacidad para presionar al Gobierno español tanto como quiera y de manera indefinida bajo la amenaza de una nueva ola de éxodo poblacional incontrolado. Sin embargo, España también tiene una fuerte herramienta de disuasión sobre su socio desde el punto de vista energético. Casi todo el gas natural que consume Marruecos procede de la tubería que parte de Cádiz, mientras que dos grupos de cables aportan seguridad de suministro a la red eléctrica del país.

La dependencia energética marroquí nace de la ruptura de sus relaciones diplomáticas con Argelia en el verano de 2021, tras la reavivación del conflicto del Sáhara Occidental. En octubre de ese año Argelia cortó el flujo de gas a Marruecos por la importante tubería Magreb-Europa y rompió también el comercio de electricidad, convirtiendo a la monarquía alauí en casi una isla energética, solo conectada con España de manera limitada a través del Estrecho.

Ignacio Urbasos, investigador de la Universidad de Navarra especializado en relaciones internacionales y energía, opina que después de los acontecimientos de los últimos días, el Gobierno español debería explotar esta debilidad en vista de que su socio del sur está dispuesto a llevar al límite las vulnerabilidades de Ceuta y Melilla. No se trata de cortar estas conexiones energéticas ni de amenazar con hacerlo, pero sí cree que el poder disuasorio que tiene España en materia energética está muy infravalorado.

"Marruecos tiene una dependencia energética real de España, especialmente eléctrica. La disuasión depende de tener capacidad de presión, y el Gobierno la tiene", valora el analista. "Pero también depende de tener la determinación para utilizar tu fortaleza y de comunicar que la tienes, y eso es evidente que no lo hay, por eso hay que construir esa estrategia mejor de comunicación", añade.

Es difícil saber con precisión hasta qué punto Marruecos depende de la infraestructura española para su abastecimiento porque las estadísticas energéticas de ese país se publican con mucho retraso y tienen información limitada. Urbasos cree que entre el 8% y el 12% de la electricidad que se consume en Marruecos se importa desde la península ibérica, y entre el año 2000 y 2010 llegó a suponer probablemente entre el 15% y el 20%. A eso se suma que el gas que llega hasta allí desde España alimenta dos centrales eléctricas de gas, que producen otro 10% de la luz que utiliza ese país.

La conexión eléctrica entre España y Marruecos data de 1997, cuando entró en funcionamiento una primera línea de 700MW, y se amplió en 2006 con una segunda de capacidad similar. Ambas hacen el recorrido Tarifa-Fardioua y permitieron no solo que Marruecos pudiese importar energía, sino que elevó la tensión de la red marroquí de 225 kV a 400 kV y dio más estabilidad a la frecuencia de esa red, ya que ahora puede apoyarse en el sistema europeo para reducir el riesgo de apagón, otro punto a tener en cuenta.

En estos 30 años, el saldo eléctrico de estos dos conjuntos de cables ha sido siempre exportador, salvo 2019, 2020 y 2021, cuando puntualmente fue Marruecos el vendedor de electricidad a España. Entre 2021 y 2026, el 86% del flujo ha sido de España hacia Marruecos. 

En lo que respecta al gas natural, Marruecos no es un gran consumidor –quema alrededor de 1.000 millones de metros cúbicos al año, frente a los 34.000 millones de España–, pero ese combustible es igualmente imprescindible para salvaguardar la seguridad energética de este país, ya que alimenta sus tres centrales eléctricas de ciclo combinado: Tahaddart, Al Wahda y Ain Beni Mathar. Marruecos solo produce alrededor del 10% del gas que necesita –fundamentalmente en los pozos de gas de la compañía SDX Energy–, de manera que depende del exterior para cubrir su demanda.

En octubre de 2021, Argelia –una potencia mundial en producción de gas natural– cesó su exportación a Marruecos a través del gasoducto Magreb-Europa y desde entonces prácticamente toda su demanda la importa por esa misma tubería, pero en sentido contrario, partiendo de Zahara de los Atunes (Cádiz).

La razón por la que Rabat necesita a la península ibérica para su abastecimiento es que España es el país europeo con mayor número de regasificadoras, con seis, mientras que el país norteafricano no tiene por ahora ninguna. Estas instalaciones permiten transformar a estado gaseoso el gas natural licuado que llega en metaneros desde cualquier punto del planeta. Marruecos lleva años intentando adquirir una planta regasificadora flotante para no depender del Estrecho, pero el proyecto sigue congelado.

Aunque la infraestructura gasista está ubicada en suelo español, el gas natural que compra Marruecos es de terceros países. Principalmente de un pacto con la británica Shell, con quien cerró un acuerdo en 2023, tras la ruptura de relaciones con Argelia, para adquirir cada año 500 millones de metros cúbicos al año.

La tubería Magreb-Europa tampoco es del Gobierno español, sino que está dividida por tramos. La compañía española Enagás tiene uno de ellos, pero también Metragaz (tramo marroquí), Sonatrach (argelino) y Galp (portugués).

La construcción de una regasificadora no es el único proyecto inacabado de Marruecos. También lleva años anunciando que va a construir una tubería hasta Nigeria para importar de allí gas natural asequible con la idea de reducir la enorme dependencia del carbón para producir electricidad y de transportar el gas restante a la Unión Europea a través de España, aunque este plan se ha ido activando y paralizando de manera recurrente. 

El experto de la Universidad de Navarra opina que este proyecto es sencillamente una ilusión. "Sería pagar un gasoducto de 4.000 kilómetros para una demanda de 1.000 millones de metros cúbicos, no tiene sentido. La estrategia es desviar la atención y rivalizar con un proyecto similar que tiene Argelia para construir una tubería similar con Nigeria", afirma Urbasos.

En la Comunidad de Madrid existen solo tres empresas de distribución de gas natural, que se reparten todo el territorio autonómico. Estas compañías no son las comercializadoras que facturan el gas consumido, con las que solemos tratar los clientes, y que podemos escoger libremente, sino las que explotan la red de tuberías que lleva el gas hasta cada domicilio o industria.

Dos de ellas, Madrileña Red de Gas (MRG) y Redexis, tienen importantes lazos mercantiles con el Estado chino, a través de su banco central y su Consejo de Estado. Así lo revela la investigación transnacional OpenLux, liderada por el consorcio de investigación periodística OCCRP y realizada por decenas de medios internacionales, entre los que está infoLibre como medio en exclusiva en España.

Los expertos consultados coinciden en que, a pesar de tratarse de compañías relativamente desconocidas para el gran público, la presencia china en ellas reviste gran relevancia por tratarse de un sector clave como la energía. También señalan la "asimetría" de un modelo en el que Pekín invierte con normalidad en infraestructuras europeas mientras mantiene cerrado a la inversión extranjera su propio sector energético, considerado estratégico dentro de sus fronteras.

La propia UE está preocupada por la inversión china y estudia la posibilidad de limitarla en sectores como este porque, según advierte la Comisión Europea, las potencias están utilizando cada vez más los aranceles, las dependencias económicas y otros instrumentos comerciales para alcanzar objetivos geopolíticos. 

Entre Madrileña Red de Gas y Redexis sirven a más de 1,6 millones de puntos de suministro en nuestro país, un 19,6% de la red nacional, según la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia (CNMC). La mayoría se encuentran en la Comunidad de Madrid, pero no únicamente. Redexis distribuye también en otras comunidades autónomas, como Aragón o Baleares, y MRG centra sus operaciones en Madrid, pero también sirve a algunos municipios de Castilla-La Mancha.

Los volúmenes económicos también muestran la importancia de ambas compañías. En 2025, MRG declaró una cifra neta de negocios de 139 millones de euros, que le reportó unos ingresos antes de impuestos de 109 millones. En el caso de Redexis, el volumen de negocios fue de 243 millones de euros y los ingresos antes de impuestos, de 161 millones. El músculo económico de estas energéticas lo evidencia el hecho de que ambas tienen una filial en Países Bajos destinada específicamente a la operativa financiera de la compañía.

La participación del Estado chino en MRG y Redexis se da a través de la Administración Estatal de Divisas de China (SAFE, por sus siglas en inglés), un organismo que opera bajo el paraguas del Banco Popular de China, que es el banco central del país. En el caso de Redexis también interviene el propio Consejo de Estado.

El caso de las dos distribuidoras de gas en Madrid no es una excepción. Los tentáculos de China en Europa se están extendiendo gracias a las inversiones de SAFE, que controla bienes en al menos ocho países europeos, tal y como ha revelado OpenLux. En varios de ellos se trata de activos que los expertos valoran como estratégicos, como edificios que se utilizan como sede de instituciones europeas o instalaciones energéticas, como tres grandes parques eólicos en Gales y las tierras altas escocesas. 

La estrategia para hacerse con esos activos, o con parte de ellos, pasa por tejer entramados societarios que van desde el país europeo donde está el activo a China, tras una o varias paradas en jurisdicciones como Luxemburgo, Reino Unido o las Islas Vírgenes Británicas con varias empresas intermediarias. Es decir, la participación en las sociedades o en los activos inmobiliarios no es de SAFE u otra institución china de forma directa, sino que se canaliza a través de complejas y opacas cadenas de propiedad. 

"SAFE ha dedicado en los últimos tiempos esfuerzos considerables a enmascarar el tamaño de sus inversiones", explica Brad Setser, investigador del think tank Council on Foreign Relations y ex subsecretario adjunto del Tesoro estadounidense. "Es evidente que la agencia quiere permanecer fuera del foco".

Lo mismo sucede en el caso de MRG y Redexis. Ambas parten de una compañía en España que pertenece a otras empresas y pasa por varias jurisdicciones hasta llegar a la participación china. De hecho, ni Madrileña Red de Gas SA ni Redexis Energía SA revelan de forma directa en sus documentos financieros públicos su conexión con el régimen de Pekín, a pesar de que un tercio de la primera está controlado por SAFE y un tercio de la segunda por SAFE y el Consejo de Estado chino.

Alicia García-Herrero, investigadora sénior del centro de estudios económico Bruegel y profesora adjunta en la Universidad de Ciencia y Tecnología de Hong Kong, explica a infoLibre que "el Banco Popular de China gestiona sus reservas internacionales de forma diversificada invirtiendo en activos estables en Europa" si bien matiza que, técnicamente, invertir en activos energéticos en España "no es el papel de un banco central", y señala que China, por su parte, no abre su propio sector energético a la inversión extranjera. 

Madrileña Red de Gas nació en 2010 después de que la extinta Comisión Nacional de la Competencia —predecesora de la actual CNMC— obligara a Gas Natural Fenosa —resultante de la compra de Unión Fenosa por parte de Gas Natural, y más tarde renombrada como Naturgy— a desprenderse de varios de sus activos para cumplir con los requisitos exigidos para la fusión. La decisión del regulador la aprovechó entonces la firma estadounidense Morgan Stanley, que compró la recién creada distribuidora para ponerla en marcha, aumentar sus puntos de suministro y venderla cinco años después al mejor postor.

Ahí, en 2015, entró en el accionariado el fondo chino Gingko Tree Investment. Esta firma, cuyo "propietario último" es el organismo SAFE, según declara en sus cuentas anuales de 2024 en el Reino Unido, es una de las identificadas en esta investigación como parte del brazo inversor del banco central chino, y controla otros activos en Europa como el ferry que une la isla de Wight con la ciudad inglesa de Portsmouth. La propia Madrileña Red de Gas detalla en sus informes de sostenibilidad que Gingko Tree es su última compañía matriz, y la CNMC, en su informe sobre el sector gasista publicado en 2024, la identifica como dueña de un 33,75% al cierre de 2022.

Sin embargo, existe otro rastro documental que también apunta en dirección a Pekín pero lo hace por un camino distinto. Las cuentas anuales de MRG señalan a otra sociedad española, Elisandra Spain V, como propietaria de la compañía. Y es aquí donde el rastro de propiedad se bifurca según el registro que se consulte. 

Las cuentas anuales del grupo en 2024 identifican como propietaria de Elisandra Spain V a otra sociedad llamada Elisandra Spain IV, y como titular del 33,75% de las acciones de esta última, a una sociedad luxemburguesa —JCSS Mike Sàrl— que la CNMC no menciona pero que los informes de sostenibilidad de MRG asocian con Gingko Tree. Sin embargo, cuando ese rastro se sigue en el registro mercantil de Luxemburgo, la respuesta cambia. A través de otras dos mercantiles luxemburguesas, el socio único de la matriz española no es Gingko Tree, sino Okra Gee Investment Ltd, una sociedad registrada en las Islas Vírgenes Británicas. A pesar de ello, Okra Gee, que también controla activos energéticos en el Reino Unido, no aparece mencionada en ninguna documentación pública de Madrileña Red de Gas. 

Por otro lado, el registro caribeño no obliga a las sociedades participadas por administraciones estatales a declarar su titular real, y cuando el consorcio OpenLux solicitó formalmente esa información sobre Okra Gee y otras once sociedades caribeñas identificadas en la trama, el sistema devolvió un mensaje de error en todos los casos.

En todo caso, la conexión de Okra Gee con Pekín no es una inferencia: Wind UK Invest Limited, una sociedad participada por Okra Gee que opera tres parques eólicos en el Reino Unido, declara oficialmente en el registro mercantil británico que su "persona con control significativo" es la propia SAFE. Es decir, el mismo brazo inversor del banco central chino que MRG identifica públicamente como matriz de Gingko Tree aparece también, por otra vía documental independiente, en la cúspide del entramado que llega hasta Okra Gee.

Preguntada por infoLibre y OCCRP sobre cuál de las dos identidades corresponde realmente a la matriz última de ese 33,75% —dada la divergencia entre lo que declara en sus propios informes de sostenibilidad y lo que consta en el registro de Luxemburgo—, Madrileña Red de Gas no ha respondido. En ambas rutas, el destino es el mismo: el 33,75% de la distribuidora de gas pertenece, con varias pantallas intermedias, al brazo inversor del Banco Popular de China.

La relación entre MRG y su matriz Elisandra ya había sido objeto de un pronunciamiento del regulador español antes de esta investigación. En marzo de 2023, la CNMC obligó a Madrileña Red de Gas a recuperar 101,2 millones de euros que había transferido a Elisandra Spain V, su siguiente escalón en la cadena de propiedad. La operativa venía funcionando desde 2019 bajo la fórmula de un préstamo: MRG concedía formalmente crédito a su matriz —con un tope de mil millones de euros—, Elisandra V retiraba el dinero periódicamente y con esos fondos se pagaban los dividendos a los accionistas últimos del grupo, incluido el fondo del banco central chino. 

En la práctica, el mecanismo permitía extraer caja de la sociedad regulada española sin que en su balance figurase como reparto de beneficios. La forma de actuar de MRG incumplía la Ley de Cambio Climático y Transición Energética, que entró en vigor en 2021, y cerró esa vía al prohibir a las gasistas reguladas conceder préstamos, garantías o avales a otras sociedades de su grupo, con el fin de proteger la solidez financiera del sistema. 

Al frente del consejo de administración de Madrileña Red de Gas, con el cargo de presidenta independiente desde noviembre de 2024, se sienta Carmen Gómez de Barreda Tous de Monsalve. Su trayectoria previa la sitúa en el epicentro regulatorio y energético español: subdirectora de Mercados de Petróleo en la extinta Comisión Nacional de la Energía, directora general de la Corporación de Reservas Estratégicas de Productos Petrolíferos (CORES), y directiva en Enagás, Repsol, Unión Fenosa y BP Oil España.

En abril de 2012 fue nombrada consejera independiente de Red Eléctrica de España, —actual Redeia— la sociedad semipública que opera el sistema eléctrico nacional y que está considerada infraestructura estratégica del Estado. Desde 2013 fue además coordinadora del consejo y en enero de 2020, tras la dimisión de Jordi Sevilla como presidente, asumió transitoriamente las funciones de presidenta hasta el nombramiento de Beatriz Corredor. Su relación con Redeia terminó el 4 de junio de 2024 tras agotar el plazo máximo legal de doce años como consejera independiente. Cinco meses después, Gómez de Barreda asumió la presidencia de MRG. 

Las ramificaciones de Elisandra IV, la matriz de MRG, se extienden más allá del gas natural. Otra de sus filiales, la consultora energética Aliara Energía, participa al 33% en la joint venture Madrid Inspira Hidrógeno Verde junto con FRV —empresa española de energía solar perteneciente a un grupo saudí —y Grupo Ruiz— holding familiar dedicado al transporte por carretera—. El proyecto, que consiste en generación de energía renovable mediante hidrógeno, fue presentado en 2023 como "la palanca definitiva de descarbonización de la movilidad en la Comunidad de Madrid" y obtuvo en 2024 una subvención de 7,4 millones de euros del programa CEF AFIF, dependiente de la Comisión Europea. La ayuda europea cubría la construcción de una planta de hidrógeno en Villanueva del Pardillo y cinco estaciones de repostaje en la Comunidad de Madrid.

Desde el anuncio de la subvención han transcurrido más de dos años. Las estaciones estaban previstas para 2025. En la fecha de esta publicación no consta inicio de obras de la planta, ni comunicación pública de las ubicaciones de las estaciones, ni cronograma actualizado del proyecto. Según el último informe de sostenibilidad de MRG, publicado el pasado junio, el proyecto ha sufrido "dificultades administrativas y operativas" y ha recibido una prórroga de la Unión Europea para extender el calendario. Consultados los tres socios del consorcio y el Ministerio de Transportes —este último hasta en cinco ocasiones entre mayo y julio—, infoLibre no ha recibido ninguna respuesta sobre el estado del proyecto ni la ejecución de los fondos.

Si todos los caminos societarios de MRG llevan a Pekín, la situación de Redexis no es muy distinta. Este grupo se presenta a sí mismo como "líder en el desarrollo de infraestructuras energéticas" en España. Se trata de una compañía especializada en infraestructuras de gas natural, "al tiempo que avanza en su consolidación como operador de referencia en el ámbito de los gases renovables", como el hidrógeno verde, al igual que sucede con MRG.

Redexis cuenta con un 8,2% de cuota de mercado por puntos de suministro de gas natural en España, una cifra algo inferior a la de Madrileña Red de Gas. Eso sí, su implantación en el territorio es más variada. Mientras MRG está centrada en la Comunidad de Madrid, Redexis, según sus propios números, tiene presencia en 929 municipios de 39 provincias distintas y suma un total de 772.906 puntos de suministro y 10.498 kilómetros de redes de distribución. De hecho, Redexis solo es distribuidora de gas natural en cinco municipios de Madrid —datos muy inferiores a los de MRG y Nedgia, la tercera distribuidora de la región—. Tiene más presencia en otras comunidades, como Aragón o Baleares. Presume de contar con 250 empleados directos en España y en los últimos años ha emprendido una apuesta por impulsar plantas de biometano, instalaciones que transforman residuos orgánicos en gas 100% renovable.

La compañía ha recibido cuantiosos préstamos del Banco Europeo de Inversiones (BEI), el órgano financiero más importante de la UE. En 2015, obtuvo un crédito de 160 millones de euros —en condiciones ventajosas, según describió la empresa en su informe de resultados— y en 2018, otro de 125 millones. Ambos fueron concedidos antes de producirse la entrada de capital chino en la empresa, pero siguen vigentes. A día de hoy, según la información financiera de la compañía, Redexis debe al BEI más de 210 millones de euros, a pagar en tres tandas en 2036, 2039 y 2040. 

Redexis Energía SA, la actual empresa matriz del grupo, y, por tanto, el grupo Redexis al completo, pertenece a tres propietarios distintos a partes iguales: el fondo de pensiones danés Arbejdsmarkedets Tillægspension, Chase Gas Investments —una filial de Universities Superannuation Scheme (USS), el fondo de pensiones privado más grande del Reino Unido— y Guotong Romeo Holdings Limited. Los fondos danés y británico tenían un 49,9% de Redexis hasta 2018; el otro 50,1% era de Goldman Sachs a través de su fondo de inversión GSIP.

De hecho, Goldman Sachs, que había creado Redexis en 2010 tras comprar 800 millones de activos de Endesa, era quien controlaba el grupo. Cuando decide vender la empresa, su valoración ascendía a unos 3.000 millones de euros. En ese momento, Redexis pasa de estar dirigido por Goldman Sachs en solitario —aunque hubiera otros accionistas— a estar controlado a partes iguales por los dos fondos de pensiones y Guotong Romeo Holdings Limited, que se convierte en nuevo accionista con un tercio de Redexis.

En este último accionista está la clave. Guotong Romeo Holdings Limited es una "sociedad participada por los fondos de inversión Guoxin Guotong Fund LLT y CNIC Corporation Limited", según explica Redexis. Lo que no menciona es que, una vez eliminadas todas las capas societarias, ambos fondos son propiedad del Gobierno y el sector público chino. 

Encontrar el corazón de la cebolla bajo todas las capas es una tarea intrincada: Guotong Romeo Holdings Limited es una sociedad constituida en Reino Unido que tiene como propietaria y empresa matriz a GXGT (Zhejiang) Investment Fund LLP, según consta en las cuentas anuales de ambas empresas. Por su parte, GXGT es propiedad al 49% de Carren Holdings Corporation Limited y al 51% de GXGT UK Holdings Corporation Limited. 

Carren Holdings está registrada en Hong Kong y pertenece a otra compañía del mismo país: CNIC Corporation Limited. Esta es propiedad al 90% de otra compañía hongkonesa —Compass Investment Company Limited— que, a su vez, pertenece a otra sociedad en este país —Pagoda Tree Investment Company Limited— que pertenece al 100% a SAFE. Así, tras toda la cadena de propiedad, el 90% de CNIC Corporation Limited resulta ser propiedad del Estado chino a través de SAFE. Pero tampoco se escapa el otro 10%. Esa décima parte de CNIC es propiedad de una compañía china llamada China Reform Holdings Corporation Ltd que pertenece directamente al Consejo de Estado de China, según una lista oficial de empresas propiedad del mismo. 

De nuevo, el camino acaba en el Gobierno de Pekín y, así, la parte de Guotong Romeo Holdings Limited perteneciente a CNIC Corporation Limited está totalmente controlada por el Estado chino. 

Pero no nos olvidemos del otro socio: el fondo Guoxin Guotong Fund LLT. A este le corresponde el 51% de GXGT LLP —dueña de Guotong Romeo Holdings Limited— a través de GXGT UK Holdings Corporation Limited. Esta compañía pertenece en un 99,99% a Guoxin Guotong Fund LLP, la que, a su vez, es propiedad de China Reform Holdings Corporation Limited, según la web de esta última. Y China Reform Holdings es propiedad directamente, de nuevo, del Consejo de Estado chino, que conocido también como Gobierno Popular Central, es, precisamente, el máximo órgano del poder ejecutivo del país.

La red societaria tras Redexis no es sencilla. Pero, como en el caso de MRG, un tercio de la empresa energética está en manos del Estado chino. Y no solo no se recoge en su documentación pública. Tampoco reparó en ello la CNMC en su informe del sector de 2024, en el que desentrañó el accionariado hasta llegar a Guoxin Guotong Fund LLT y CNIC Corporation Limited, los socios de Guotong Romeo Holdings Limited que reconoce Redexis. Pero no fue más allá. En cambio, sobre el tercio de Chase Gas Investments Limited el regulador sí suele destacar que está controlado de forma indirecta por el megafondo de pensiones británico USS.

Redexis y Guotong Romeo tampoco avisaron a la CNMC cuando tuvieron oportunidad en 2018. Ese año se dio la operación de salida de Goldman Sachs y la entrada del dinero chino, así que el organismo regulador evaluó que el movimiento no supusiera un problema para la concentración en el sector. El organismo estudió el caso y aprobó la operación. De hecho, aseguró que el cambio de socios no suponía "una amenaza para la competencia efectiva en los mercados afectados".

Pero lo hizo en base a la información que tenía, aportada por la propia empresa: "Guoxin Guotong Fund LLP, constituido en Hangzhou, China, en el año 2016, es una sociedad comanditaria por acciones (limited partnership) que tiene como fin la inversión en infraestructuras y energías renovables, fabricación avanzada y/o tecnologías, industrias relacionadas con el sector sanitario y productos de consumo". El organismo encargado de preservar la transparencia y el buen funcionamiento de los mercados españoles también recogió que la sociedad, según había notificado, "no está controlada por ninguna entidad". La empresa no mencionó nada sobre cómo el rastro de sus sociedades acaba en manos del Estado chino.

Lo que sí reconocieron desde Guoxin Guotong es que por aquel entonces tenían una participación minoritaria en Urbaser SA, una empresa española que se encarga de la limpieza y gestión de residuos urbanos en municipios de todo el país. Ya no mantienen esa inversión, pero para llegar a la misma también había que recorrer todo un entramado de sociedades, desde la sociedad española hasta llegar a una compañía de Guoxin Guotong en China, pasando por jurisdicciones como Hong Kong. 

infoLibre ha preguntado a Redexis por la composición de su accionariado y sus vínculos con SAFE y el Consejo de Estado chino. La empresa ha respondido asegurando que cumple con todas sus obligaciones legales y que "actualmente Guotong Romeo Holdings Limited, sociedad participada por los fondos de inversión Guoxin Guotong Fund LLT y CNIC Corporation Limited, ostenta el 33,33%" de la misma. Pero, de nuevo, omite cualquier mención a la propiedad del Estado chino tras Guoxin Guotong Fund LLT y CNIC Corporation Limited, a pesar de las preguntas directas de este medio a ese respecto. infoLibre ha hecho llegar el mismo tipo de consulta a Madrileña Red de Gas, pero esta directamente no ha contestado.

En el corazón de Bruselas, a pocas manzanas del barrio europeo, se levanta un moderno edificio de oficinas de casi 100 metros de altura —Covent Garden Building—que alberga numerosos servicios de la Comisión Europea. Otro enorme y vanguardista edificio de cristal, a diez minutos a pie de distancia, hace las veces de sede operativa de la Policía Federal belga. Ninguno de los inmuebles da ninguna pista a viandantes o trabajadores de que pertenecen en parte —en ambos casos, al 50%— a sociedades controladas por el banco central de la República Popular China.

El caso de Bruselas, el corazón de una Unión Europea (UE) cada vez más preocupada por su soberanía, es paradigmático pero está lejos de ser una anomalía. La Administración Estatal de Divisas de China (SAFE, por sus siglas en inglés), que opera como un organismo bajo el paraguas del banco central del propio país oriental, controla o participa en activos en al menos ocho Estados europeos. 

Así lo revela la investigación transnacional OpenLux, liderada por el consorcio de investigación periodística OCCRP —y realizada por decenas de medios internacionales, entre los que está infoLibre como medio en exclusiva en España—. Además de los dos edificios institucionales en Bruselas, la lista incluye varios activos de valor estratégico como tres grandes parques eólicos en Gales y las tierras altas escocesas, un servicio de ferry entre la isla de Wight y la costa inglesa, una operadora de fibra óptica y centros de datos en Francia o centros logísticos en Polonia. 

Las participaciones del organismo público chino varían mucho dependiendo de la inversión concreta, desde un porcentaje minoritario del 1% hasta la propiedad al completo. En cualquier caso, en ciertos sectores, como el energético, la propia UE está preocupada por la inversión china y está estudiando la posibilidad de limitarla. 

"Estas inversiones están siendo analizadas por la Unión Europea porque se considera que la presencia china en sectores estratégicos puede resultar excesiva. China, por su parte, no abre su sector energético a la inversión extranjera al considerarlo estratégico, ya que es importante evitar dependencias excesivas, como demostró el caso de Alemania con el gas ruso", explica Alicia García-Herrero, investigadora sénior del centro de estudios económico Bruegel y profesora adjunta en la Universidad de Ciencia y Tecnología de Hong Kong, a infoLibre.

SAFE no solo está optando por el sector energético. También cuenta con activos en España o incluso con inversiones inmobiliarias en otros países europeos. La institución china tiene parte de la propiedad, por ejemplo, del histórico Grand Hotel Krasnapolsky en Ámsterdam —usado con frecuencia por la Corona neerlandesa para recepciones de Estado—, varios inmuebles residenciales en el barrio rojo de la misma ciudad, oficinas y centros comerciales en el Reino Unido o residencias universitarias en varias ciudades británicas. 

Detrás de cada uno de esos activos hay una arquitectura societaria de tres o cuatro capas registradas en Luxemburgo. Todas esas cadenas —28 sociedades en total en Luxemburgo— culminan a su vez en empresas ubicadas en las Islas Vírgenes Británicas, una jurisdicción cuyo registro mercantil impide conocer al titular real en estos casos.

Son doce las sociedades identificadas en el territorio caribeño; cada una controlando una porción del conjunto, y todas ellas actuando como agentes del brazo inversor del Banco Popular de China. Esa arquitectura es la que ha permitido a Pekín adquirir infraestructuras, inmuebles y participaciones en compañías europeas sin que su nombre aparezca públicamente asociado a las inversiones.

A diferencia de otros bancos centrales, que operan con cierta autonomía respecto a sus gobiernos, el Banco Popular de China opera bajo la dirección directa del Consejo de Estado y del Partido Comunista Chino. SAFE es la agencia responsable de gestionar los 3,4 billones (millones de millones) de dólares en reservas de divisas que acumula el Estado chino —las mayores del mundo— y convertirlos en activos internacionales: deuda soberana, acciones cotizadas, inmuebles e infraestructura.

"SAFE ha dedicado en los últimos tiempos esfuerzos considerables a enmascarar el tamaño de sus inversiones. Es evidente que la agencia quiere permanecer fuera del foco", afirma Brad Setser, investigador del think tank Council on Foreign Relations y ex subsecretario adjunto del Tesoro estadounidense. En total, infoLibre y los socios de OCCRP han identificado 28 sociedades luxemburguesas utilizadas por SAFE durante los últimos 14 años para adquirir participaciones en un abanico heterogéneo de activos europeos. La mayoría de esas sociedades no habían sido públicamente vinculadas al banco central chino hasta ahora.

Junto a los dos edificios institucionales de Bruselas, los activos con mayor peso estratégico identificados por el consorcio se concentran en el sector energético, los transportes y las telecomunicaciones.

En el capítulo energético, SAFE controla el 49% de tres grandes parques eólicos en Gales y las tierras altas escocesas, un porcentaje que la convierte en la mayor accionista del conjunto y le otorga capacidad de influencia relevante sobre la operación de esa capacidad de generación renovable en territorio británico.

En transporte, una de las sociedades caribeñas del entramado, Okra Gee Investment, posee, entre otros activos, el 10,63% del servicio de ferry que conecta la isla de Wight con la costa inglesa. Se trata de una participación minoritaria, pero simbólicamente reveladora del alcance del ecosistema inversor de SAFE: una conexión marítima cotidiana entre una isla británica de 140.000 habitantes y el puerto de Portsmouth —que linda con una de las principales bases navales del Reino Unido— figura, indirectamente, en el balance de activos del banco central chino.

En telecomunicaciones, el brazo inversor de Pekín mantiene, a través de un fondo de inversión luxemburgués, alrededor del 0,8% del capital de Vauban Infra Fibre, operadora francesa que despliega redes de banda ancha en zonas rurales y ha comenzado a operar centros de datos urbanos. Es una participación pequeña en términos porcentuales, pero se traduce en presencia en un sector de infraestructuras críticas.

El capítulo logístico se concentra en Polonia: nueve sociedades polacas utilizadas como vehículos de inversión por SAFE, a través de Luxemburgo y las Islas Vírgenes Británicas, figuran como titulares en más de 71 asientos del registro de la propiedad polaco. Cada uno de esos asientos cubre múltiples parcelas repartidas por el país, en las que se levantan centros logísticos y almacenes explotados por gigantes como Amazon y DPD. Ocho de las nueve sociedades comparten oficina en Varsovia.

En el sector inmobiliario, además del Krasnapolsky y de los inmuebles residenciales en el barrio rojo de Ámsterdam —canalizados a través de una sociedad denominada Limba Luxco 2 Sàrl, que posee el 50% del grupo hotelero—, SAFE mantiene participaciones en un edificio corporativo de doce plantas en el oeste de Londres, en los centros comerciales Cabot Circus de Bristol y Fosse Shopping Park de Leicester, y en residencias universitarias de varias ciudades británicas.

El primer hilo del que tirar vino de una investigación previa del diario belga De Tijd, socio de la investigación OpenLux, sobre la propiedad del edificio que alberga la sede de la Policía Federal belga. Aquel trabajo desveló que una sociedad registrada en Luxemburgo y controlada, a su vez, desde las Islas Vírgenes Británicas había hecho inversiones para SAFE, incluida la adquisición de esa sede. A partir de ahí, los periodistas de OCCRP, De Tijd, Le Monde, Follow the Money, FRONTSTORY.PL/VSquare e infoLibre replicaron el ejercicio: identificaron a los accionistas y administradores de aquella sociedad y descubrieron que las mismas personas ocupaban idénticas posiciones en al menos otras 27 sociedades luxemburguesas, la mayoría con la misma dirección postal en la capital del ducado, y todas propiedad última de sociedades caribeñas.

El siguiente paso consistió en cruzar los informes anuales presentados en Luxemburgo y en el Reino Unido, donde aparecieron menciones expresas a las sociedades caribeñas como agentes fiduciarios de SAFE. Los registros mercantiles y de la propiedad de los distintos países europeos permitieron después identificar los activos concretos adquiridos por esas sociedades interpuestas. En algunos casos hubo que deshacer cadenas societarias de múltiples capas.

Aunque las Islas Vírgenes Británicas han puesto en marcha recientemente un registro de beneficiarios reales, las sociedades participadas por entidades estatales o filiales del Estado quedan exentas de aportar esa información. Cuando OCCRP y los medios socios solicitaron formalmente los datos de titularidad de doce sociedades caribeñas identificadas en la trama, el sistema devolvió un mensaje de error en todos los casos.

El Parlamento Europeo y las agencias de inteligencia comunitarias han expresado en los últimos años inquietud por los riesgos de dependencia económica, espionaje y sabotaje asociados a la presencia china en infraestructuras críticas y sectores estratégicos del club comunitario.

"Está claro que las estructuras de propiedad ambiguas u ocultas, especialmente en sectores económicos o infraestructuras estratégicas, pueden suponer un riesgo enorme", advierte Engin Eroğlu, eurodiputado alemán del partido centrista Freie Wähler. "Ya sabemos por Estados Unidos que empresas chinas, algunas de ellas de propiedad estatal, adquieren específicamente terrenos junto a instalaciones militares. Un problema similar podría surgir en Europa si no obtenemos una visión clara de este enfoque no transparente".

Mario Esteban, profesor de estudios sobre Asia Oriental en la Universidad Autónoma de Madrid, matiza que esas preocupaciones deben ser sopesadas con la necesidad de inversión china: "Tenemos que caminar por la línea fina que separa evitar la sobredependencia y demonizar toda inversión china; algunos de estos proyectos aportan valor real al país". Esteban advierte también de una tendencia general hacia la opacidad en la titularidad empresarial: "No es exclusivo de China. Hay una tendencia cada vez más generalizada hacia la opacidad por parte de los grandes inversores".

Mientras los grandes inversores procuran cubrir sus huellas, destaparlas resulta cada vez más difícil por la falta de coordinación entre los registros mercantiles europeos y el coste de acceder a la información. Una sentencia dictada en 2022 por el Tribunal de Justicia de la Unión Europea, que restringió el acceso público a los registros de titularidad real de las sociedades con el argumento de proteger la privacidad individual, ha agravado el problema, sostiene Alex Cobham, director ejecutivo de Tax Justice Network: "Debemos temer al anonimato. Es mejor para todos saber quién es propietario de los inmuebles o de las infraestructuras críticas".

La preocupación se produce además en plena rivalidad entre Estados Unidos y China, con tensiones por Taiwán, el control de los semiconductores, las tierras raras, las tecnologías verdes, las telecomunicaciones y las rutas comerciales. La propia Comisión Europea advierte de que las potencias están utilizando cada vez más los aranceles, las dependencias económicas y otros instrumentos comerciales para alcanzar objetivos geopolíticos.

Si durante décadas Europa trató las inversiones y el comercio principalmente como cuestiones económicas, la guerra de Ucrania y la dependencia alemana del gas ruso mostraron que una relación comercial puede convertirse rápidamente en una vulnerabilidad estratégica. De ahí que la UE haya adoptado la idea de "reducir riesgos" —concepto conocido como de-risking, en inglés—. En la práctica: no romper sus vínculos con China, pero sí evitar dependencias excesivas en sectores imprescindibles.

El uso nocturno de aire acondicionado y ventiladores ya se refleja en las estadísticas de demanda eléctrica del país, especialmente en las semanas de calor asfixiante. Según cifras de Red Eléctrica (REE), la demanda de luz durante las madrugadas ha crecido drásticamente en el último mes, y eso ha provocado un encarecimiento de la energía hasta alcanzar un máximo en cuatro años en el tramo situado entre las 00.00 y las 06.00 horas durante junio y julio.

Aunque el calor empezó a apretar a finales de mayo, las cifras parecen mostrar que los españoles esperaron a encender el aire acondicionado durante la noche hasta mediados de junio, y desde entonces el consumo no ha parado de crecer, tocando techo durante esta semana, cuando la península afronta su tercera ola de calor.

Solo teniendo en cuenta las horas comprendidas entre medianoche y las seis de la mañana, en la última semana (entre el 15 y el 21 de julio), la demanda media de electricidad cada hora fue de 27.593 MW, un 6,6% más que durante las madrugadas de la semana equivalente de junio y un 26% más que en las horas similares del mes de mayo.

El incremento del uso del aire acondicionado es lógico a medida que las temperaturas mínimas de la noche baten récords año tras año. Cada vez se registran más noches tropicales –en las que el momento más fresco de la madrugada no baja de los 20 ºC– y más noches tórridas –con mínimas siempre superiores a 25 ºC–. Según la Agencia Estatal de Meteorología, desde 1961 las mínimas han ascendido de media en España 2 ºC, y ya se producen hitos impensables hace unos años como la racha que vivió Almería a finales de junio de más de tres días seguidos con termómetros que no bajaron en ningún momento de 30 ºC.

Coincidiendo con este crecimiento del consumo, el recibo durante las madrugadas de este verano ha escalado sin parar desde comienzos de junio hasta alcanzar un máximo desde 2022. En la última semana, el precio medio de la luz entre las 00.00 y las 06.00 horas ha marcado de media 162,19 €/MWh cada hora en el mercado mayorista, al que luego hay que sumar peajes, cargos, otros costes e impuestos. Esa cifra es un 38,4% superior a la de la semana equivalente de junio y un 110% más que en mayo. Solo en 2022 la energía fue más cara de madrugada debido a que la guerra de Ucrania llevó el gas natural y la luz a unos precios nunca vistos.

Una de las razones de este encarecimiento es la subida del consumo de energía. El sistema eléctrico europeo está diseñado de tal forma que a más demanda –y en ausencia de energías renovables–, la electricidad es más cara, ya que hay que encender centrales de gas natural menos eficientes y más costosas, trasladando ese coste a la luz. Sin embargo, no es la única razón, porque en los últimos días también se ha vuelto a encarecer el gas por el recrudecimiento de la guerra en Irán y porque la producción de energía renovable cae en verano.

"Estamos entre las madrugadas más caras del histórico por el uso del aire acondicionado, pero también porque el precio del gas ha regresado a los niveles de marzo, justo después del inicio del conflicto, y porque la generación de energía eólica es un 28% menor estos días que en la media del año", señala Danny Salazar, director de la compañía energética Hello Watt. 

Aunque los días de ola de calor son los más duros de llevar, los datos de REE demuestran que cientos de miles de hogares encienden la refrigeración para dormir durante todo el verano a partir de mediados de junio.

Un equipo del Instituto de Salud Carlos III (ISCIII) se ha dedicado precisamente a calcular cuál es el nivel de calor que provoca en España un pico de consumo de aire acondicionado. No exclusivamente durante la noche, sino en general. Averiguar esta cifra es relevante porque permite prever con varios días de antelación un crecimiento importante del consumo energético en el país de cara a programar de manera óptima la generación y la demanda de energía y abaratar los costes del sistema.

Según Miguel Ángel Navas, investigador de la Unidad de Cambio Climático, Salud y Medio Ambiente Urbano del ISCIII, el punto de inflexión no se produce en las olas de calor, sino 4,4 ºC por debajo de ese umbral –que varía en función de cada territorio– porque nadie espera a que los termómetros se disparen para poner a pleno rendimiento el aire acondicionado. O lo que es lo mismo, el límite de confort térmico de los españoles está 4,4 ºC por debajo del nivel de ola de calor. Estos datos corresponden a un estudio que todavía no ha sido publicado y que se encuentra en revisión.

El análisis también confirma que, con cifras de los últimos dos años, la demanda eléctrica sube de manera destacada en el país durante los días declarados como ola de calor. "En España, durante los veranos de 2023 a 2025, el consumo medio por contrato y día durante estos fenómenos aumentó un 23,6% respecto al resto de días del verano. Y el coste estimado de la factura aumentó todavía más, un 30,3%", afirma Navas.

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.