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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

La CNMC recalca que los hechos objeto de estos procedimientos "no implican, por sí mismos, la atribución del origen o causa del apagón a las empresas afectadas", dado que, explica, el incidente respondió a un origen multifactorial.

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

"La CNMC ha detectado diversos indicios de incumplimiento, algunos mantenidos durante periodos prolongados de tiempo, que habrían afectado al funcionamiento del sistema eléctrico y podrían ser constitutivos de infracciones administrativas", ha publicado el regulador, aunque añade que "los hechos objeto de estos procedimientos no implican, por sí mismos, la atribución del origen o causa del apagón a las empresas afectadas, dado que el incidente respondió a un origen multifactorial". Tampoco garantiza que estas investigaciones resulten en una acusación concreta a estas compañías.

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

El alto el fuego alcanzado en la madrugada del miércoles entre Irán y Estados Unidos hundió inmediatamente el precio del petróleo y el gas con la expectativa de que se recupere el tráfico de materias primas a través del famoso Estrecho de Ormuz, pero 24 horas después el comercio de energía sigue prácticamente congelado. Los transportistas no confían por ahora en la seguridad de la región mientras Irán avisa que todo aquel que quiera cruzar deberá pedir permiso al Ejército iraní. A esta situación se suma que la agencia de noticias Fars, vinculada a la Guardia Revolucionaria iraní, publicó que el paso está de nuevo cerrado por los intensos bombardeos de Israel sobre el Líbano.

Los registros de metaneros, petroleros y navíos mercantes mostraron este miércoles un incremento de la actividad alrededor de ese estrecho de apenas 50 kilómetros, pero solo cuatro barcos lo cruzaron por completo en las horas siguientes al acuerdo. Los dos primeros fueron el Daytona Beach, de Liberia, a las 8.59 horas del miércoles (hora española), y el carguero griego NJ Earth, a las 10.44 horas.

La cifra no muestra un incremento del tráfico frente a los peores días de conflicto, puesto que desde que comenzó la guerra han atravesado ese tramo 124 cargueros, con una media de 3,36 al día, según datos de Tanker Trackers, una compañía de seguimiento de barcos. De hecho, es la cifra más baja de lo que va de mes de abril. Otra empresa similar, Marine Traffic, también calcula que hay casi 500 portadores de combustible amarrados en el Golfo Pérsico esperando a que se abra el estrecho: 426 petroleros, 34 buques con GLP y 19 metaneros.

El sector marítimo permanece expectante todavía, por mucho que el secretario de Guerra de EEUU dijese el miércoles que Ormuz "está abierto" y que su ejército está supervisando la región. Al escaso flujo de barcos se suman declaraciones poco motivadoras como la del secretario general de la Organización Mundial del Comercio, Arsenio Domínguez, que dijo horas después de dictarse el alto el fuego que estaba trabajando en "mecanismos apropiados" para garantizar el movimiento con diferentes naciones. Una coalición de países de la OCDE, entre ellos Alemania y Japón, dijeron también el miércoles que ayudarán a esa seguridad.

Las primeras reacciones de este miércoles de las grandes compañías transportistas fueron comedidas. El gigante Maersk publicó que por ahora no piensan cruzar el estrecho hasta que no haya más garantías. "En este momento adoptamos una postura prudente y no vamos a realizar ningún cambio en servicios concretos", difundió la naviera.

La realidad es que dos días después del alto el fuego de dos semanas no está claro qué condiciones hay para poder cruzar ese estrecho ni cuál es el acuerdo real que tienen Estados Unidos e Irán. En la madrugada del miércoles, el ministro de Exteriores de Irán, Seyed Abbas Araghchi dijo que durante los siguientes 14 días habría un paso "seguro" pero siempre "en coordinación con las Fuerzas Armadas de Irán y teniendo en cuenta las limitaciones técnicas". Por otra parte están los diez puntos de Irán sobre los que Trump ha accedido negociar, y donde en teoría está incluido que la república controle un peaje de dos millones de dólares por cada navío que atraviese ese paso.

Sobre este asunto, este miércoles el presidente Donald Trump dejó caer además a la prensa que plantea crear una joint-venture –un acuerdo empresarial– con Irán para dividirse los beneficios de ese peaje. El Financial Times también publicó que Irán pretende además cobrar un peaje de 1 dólar por cada barril de crudo que cruce Ormuz y que se podría pagar mediante criptomonedas, lo que en la práctica equivale a alrededor de un peaje del 1% por barril, según su precio actual. 

Según los analistas de Kpler, una empresa dedicada a analizar el tránsito de materias primas, este peaje iraní –tanto si se cobra por barco como por barril– es por ahora un mecanismo extremadamente arriesgado porque técnicamente el país está sancionado por Estados Unidos, y cualquier compañía que pague por ese tránsito sería técnicamente perseguida por el Tesoro estadounidense.

Como posible solución, los expertos de Kpler creen que Omán podría ser el recolector de ese dinero, en forma de pagos directos o de criptomonedas, y que este país transfiera después el dinero a Irán. El sistema no es perfecto pero podría funcionar si Washington hace la vista gorda. De todas formas, el compromiso alcanzado entre las dos potencias incluye retirar todas las sanciones primarias y secundarias que ahora sufre Irán.

Tampoco invitan al optimismo los numerosos bombardeos realizados por ambas partes en las 24 horas siguientes al alto el fuego. Irán llevó a cabo decenas de ataques con drones sobre los países del Golfo este miércoles, destacando sobre el resto el bombardeos del oleoducto Este-Oeste de Arabia Saudí, que permite al petroestado desviar el crudo hacia el Mar Rojo y esquivar el bloqueo de Ormuz. Mientras que Irán sufrió un ataque sobre su refinería de Lavan solo horas después de anunciarse la supuesta paz. Al mismo tiempo, Israel bombardeó el Líbano –un aliado de Irán– en lo que la prensa local describió como el mayor ataque desde que comenzó el conflicto, con más de 100 bombardeos en solo 10 minutos, incluidos ataques sobre la capital del país.

En todo caso, el precio de los combustibles ha caído drásticamente este miércoles en los mercados ante la previsión de que Ormuz vuelva a operar en los próximos días. El petróleo Brent se ha abaratado alrededor del 13% y el gas natural en Europa (el TTF) lo ha hecho un 15%, aunque su precio es notablemente superior a antes del conflicto.

Janiv Shah, analista de Rystad Energy, una consultora de energía, advirtió este miércoles que paradójicamente el alto el fuego podría mantener elevados los precios del crudo si las compañías prefieren esperar a que la guerra termine definitivamente dentro de 14 días, confiando en que ese sea el desenlace. "Las refinerías deberían aprovechar esta oportunidad para reanudar las compras. Sin embargo, el propio período de transición podría suponer el siguiente reto. Si las refinerías retrasan sus compras a la espera de nuevas caídas de los precios mientras los flujos físicos siguen siendo limitados, la escasez de productos podría agravarse incluso en un contexto de distensión", valora el experto en una nota.

Las instalaciones petroquímicas de Pars Sur, en el suroeste de Irán, que albergan las mayores reservas mundiales de gas natural, han sido alcanzadas este lunes por un ataque aéreo israelí-estadounidense, informaron medios iraníes y recoge EFE.

“Hace unos minutos se han oído varias explosiones procedentes del complejo petroquímico de Pars Sur, en la ciudad de Asaluyeh”, reportó la agencia Fars, vinculada a la Guardia Revolucionaria iraní. 

El ministro israelí de Defensa, Israel Katz, ha indicado que la planta atacada representa "aproximadamente el 50% de la producción petroquímica iraní" y que, tras un ataque previo contra otra instalación la semana pasada, ambas infraestructuras -responsables, afirma, de alrededor del 85% de las exportaciones petroquímicas del país persa- han quedado "inhabilitadas".

"Esto representa un duro golpe económico para el régimen iraní, con pérdidas de decenas de miles de millones de dólares", sentenció el titular de Defensa.

Los ministros de Economía y Comercio de España, Alemania, Italia, Portugal y Austria pidieron a la Comisión Europea a través de una carta publicada este sábado un impuesto a los beneficios de las empresas energéticas para distribuir "de manera equitativa" las consecuencias de la guerra en Oriente Medio.

"El conflicto en Oriente Medio ha provocado un aumento de los precios del petróleo, lo que supone una carga considerable para la economía europea y para los ciudadanos europeos. Es importante que esta carga se distribuya de manera equitativa", señalaron los ministros en la carta, fechada el 3 de abril y dirigida al comisario europeo de Clima, Neutralidad Climática y Crecimiento Limpio, Wopke Hoekstra, según informó hoy en X el titular de Economía, Comercio y Empresa de España, Carlos Cuerpo.

Para ello, los ministros de los cinco Estados miembros proponen que el Ejecutivo Europeo desarrolle medidas para gravar los beneficios extraordinarios de las empresas energéticas a través de un "instrumento de contribución a escala de la UE sustentado en una base jurídica sólida".

"Ya en 2022 se introdujo un instrumento similar mediante una contribución solidaria temporal (...) como medida de emergencia para hacer frente a los elevados precios de la energía" provocada por la invasión rusa de Ucrania, recordaron los ministros.

Sin embargo, plantearon a la Comisión estudiar si los beneficios obtenidos en el extranjero por las empresas petroleras multinacionales pueden incluirse de una manera más específica de lo que se hizo en 2022.

Los ministros de Economía aseguraron que esta "solución europea" permitiría financiar "ayudas temporales, especialmente para los consumidores, y frenar el aumento de la inflación, sin imponer cargas adicionales a los presupuestos públicos".

Asimismo, mandaría "un mensaje claro" que quienes se beneficien de la guerra deben aportar "para aliviar la carga que recae sobre la población en general".

"Nos complace que la Comisión Europea haya prometido examinar rápidamente la cuestión", concluyeron.

La UE ha gastado 14.000 millones de euros adicionales en importar hidrocarburos el primer mes de guerra en Oriente Medio, dijo este martes el comisario europeo de Energía y Vivienda, Dan Jørgensen, quien apremió a los Estados miembros a buscar fórmulas para reducir el consumo de diésel y queroseno.

"Nos enfrentamos a una situación muy seria (...). No hay que hacerse ilusiones de que será corto, porque no lo será" dijo en una rueda de prensa al término de una reunión extraordinaria por videoconferencia de ministros de Energía de los países de la UE.

El político danés indicó que desde el inicio del conflicto el 28 de febrero los precios del gas han aumentado un 70% y los del petróleo un 60%, y subrayó que la principal preocupación concierne al diésel y combustible para aviones, el aumento de las restricciones en el mercado del gas, el contagio a los precios de la electricidad y el impacto en la industria.

"Mejor estar preparados que lamentarlo", añadió.

El comisario había pedido ya a los países que consideraran medidas para reducir el consumo de combustibles fósiles en una carta enviada a las capitales antes de la reunión, basándose en un documento de recomendaciones publicado recientemente por la Agencia Internacional de la Energía (AIE).

Estas incluyen aumentar el teletrabajo cuando sea posible, reducir los límites de velocidad en autopistas en al menos 10 km/h, fomentar el transporte público, alternar el acceso de coches privados a las carreteras en grandes ciudades según el día o evitar los viajes en avión cuando haya alternativas.

Jørgensen no fue claro sobre la reacción de los ministros a esas recomendaciones, que sí respaldó en conferencia de prensa el titular de Comercio, Energía e Industria de Chipre, Michális Damianos, cuyo país ostenta la presidencia rotatoria del Consejo de la UE.

"Reducir la demanda energética sigue siendo una pieza central" de la estrategia comunitaria, dijo el chipriota.

Por su parte, el comisario dijo que "no hay una solución única": "No esperamos que todos los Estados miembros implementen los diez puntos, pero es una muy buena caja de herramientas", comentó.

Preguntado si son convenientes medidas como las adoptadas por España para bajar impuestos al combustible, que no reduciría el consumo sino que podría incentivarlo, Jørgensen dijo entender que "los distintos países tienen distintas circunstancias".

"Estamos en una situación que puede empeorar y hacer que la reducción de demanda sea necesaria", apostilló.

La Comisión Europea presentará "pronto" una "caja de herramientas" con otras posibles medidas para afrontar una crisis de precios prolongada, añadió el comisario.

Bruselas intentará hacer los contratos por diferencia (CfD) y los acuerdos privados de compraventa de energía eléctrica (PPA) más amplios y fáciles de aplicar, además de recomendar reducir impuestos a la electricidad y facilitar opciones financieras.

Algunas de esas iniciativas ya se ensayaron en 2022 al calor de la crisis de precios del gas desatada por la invasión de Rusia sobre Ucrania, aunque entonces la carestía afectó principalmente al gas y se contagió a la electricidad, mientras que ahora hay "una gama más amplia de problemas".

Por ello, la Comisión también baraja ahora otras soluciones más radicales que ya se introdujeron entonces, como poner un tope a los precios mayoristas del gas o capturar los "beneficios caídos del cielo" de las compañías energéticas si los precios siguieran subiendo.

"Es una posibilidad", dijo Jørgensen, quien insistió en que "nadie sabe cómo de larga será la crisis, pero es muy importante subrayar que no será corta".

Aunque mañana hubiera paz en la región, la infraestructura energética en Oriente Medio ha sido dañada y "no volveríamos a la normalidad en un futuro previsible", sostuvo.

La crisis energética derivada de la guerra de Irán ha llegado en un momento crítico para el sector gasista europeo. Antes del 1 de enero de 2027, los países de la Unión deben cortar por completo sus importaciones de Rusia de todo tipo de combustibles. Como parte de ese compromiso, antes del 1 de marzo todos los gobiernos debían enviar un informe a la Comisión Europea sobre cómo se desharán del gas y el petróleo ruso. Al menos 19 países ya han enviado el suyo, pero España no aclara si está en esa lista.

infoLibre ha preguntado en numerosas ocasiones por este documento, que será clave para la seguridad energética del país durante los próximos años, pero no ha obtenido respuesta. Fuentes de la Comisión Europea dijeron recientemente a este diario que 19 países ya han mandado el suyo, pero sin aclarar el nombre de esos Estados.

España y el resto de socios se comprometieron a elaborar este plan en el que tienen que especificar cómo planean sustituir esa entrada de gas, buscando nuevos socios o comprando más a los aliados actuales. El año pasado, el 13% del gas natural que importó la Unión Europea procedió de Rusia, y en España representó el 11,4% del total, según datos de Enagás. Entre el 1 de enero y el 20 de marzo de 2026 esa dependencia ha crecido drásticamente, hasta el 17%, según fuentes del sector basadas en datos de empresas de flujo de metaneros.

El Golfo Pérsico, la región que podría sustituir ese vacío, está ahora en guerra de manera indefinida, de manera que las opciones se reducen. Catar es el segundo mayor exportador de gas del mundo y su planta de Ras Laffan –ahora cerrada por la guerra, y semidestruida– representa el 20% del gas licuado (GNL, el que viaja por barco) que se consume en el mundo.

Esta disrupción es, además, a muy largo plazo. Por una parte, las instalaciones destruidas en Ras Laffan tardarán entre cinco y siete años en repararse, mientras que las naves que no han sido directamente bombardeadas podrían tardar meses en estar operativas. A esto se suma que Catar tiene numerosos proyectos en desarrollo para ampliar aún más sus exportaciones, pero se han paralizado por el conflicto. Este país ya ha anunciado que su nueva planta North Field East, que iba a empezar a operar en el tercer trimestre de 2026, sumando 24.000 millones de metros cúbicos de gas (24 bcm, en la jerga del sector) al mercado global cada año, se pospone al menos hasta 2027.

En medio de este caos, las potencias europeas deben dejar por escrito a quién van a comprar su gas el año que viene. España solo importa de Catar el 2% de su GNL, pero sumado al agujero que dejará Rusia y a que el mercado internacional del gas sufre ahora una competencia internacional enorme por la guerra, no será fácil buscar nuevos vendedores.

En los últimos días, según publicó Bloomberg, el Gobierno español y Naturgy han tenido conversaciones con Argelia, un histórico proveedor de gas, para que aumente sus exportaciones a la península. El gasoducto que une los dos países cruzando el Mediterráneo tiene margen para aumentar su caudal un 14%, hasta los 32 millones de metros cúbicos diarios, aunque siempre está la posibilidad de traer más todavía mediante metaneros.

En el resto del mundo, otros grandes productores de combustibles tienen planeado aumentar también su producción de gas este año, según pronostica Oxford Energy. En 2025 la capacidad mundial de exportación de gas por barco fue de 593 bcm de metros cúbicos de GNL, y en 2026 se estima que se sumarán otros 53 bcm más, principalmente por parte de Estados Unidos, Canadá y Australia, que abrirán nuevas plantas o ampliarán las ya existentes.Según ese análisis, Europa será la región del planeta que más aumentará sus compras de GNL, seguida de China y el Sudeste Asiático.

La otra opción es romper la promesa de los 27 países y posponer el fin del gas ruso, como ya han propuesto algunos países. Estados Unidos ha levantado temporalmente las sanciones al Kremlin para que las compañías rusas puedan vender su petróleo y balancear la ausencia del Golfo. El primer ministro húngaro, Viktor Orbán, fue el primero en reclamar que Europa haga lo mismo con el gas natural.

El pasado domingo le siguió el primer ministro belga, Bart de Wever, que pidió "normalizar las relaciones con Rusia y recuperar el acceso a energía barata". Sin embargo, tanto la presidenta de la Comisión, Ursula von der Leyen, como Dan Jørgensen, comisario europeo de Energía, rechazaron tajantemente la idea.

Según ha confirmado la Comisión Europea a infoLibre, son ya 19 países los que han remitido sus planes para abandonar el gas ruso en los próximos nueve meses, y cuatro lo han enviado para deshacerse del petróleo. España no importa crudo ruso desde mayo de 2022 ni productos refinados desde diciembre de ese año, por lo que solo debe enviar el documento correspondiente al gas natural.

El informe que debe remitir cada país es por ahora confidencial porque contiene datos sensibles de las empresas que comercian con Rusia, pero la Comisión publicará en abierto un resumen de la información recopilada un mes después a haber recibido todos los reportes. 

En concreto, estos planes incluyen los datos básicos de importaciones directas o indirectas desde Rusia, el calendario de eliminación, las opciones alternativas y medidas alternativas que puedan ayudar, como la electrificación o el uso de biogás. Asimismo, los Estados tendrán que calcular si las medidas encarecerán la factura del gas, aunque la ministra de Transición Ecológica, Sara Aagesen, adelantó en diciembre en una entrevista en infoLibre que en el trabajo previo que han realizado garantizan que no habrá repercusión en los precios de la energía.

"Hemos hecho un análisis y preguntado a las empresas qué podía ocurrir, y nuestro principal objetivo es garantizar la seguridad de suministro y que los precios de los consumidores no se distorsionen", dijo la ministra en esa conversación.

Argelia ha sido durante las últimas dos décadas el principal proveedor de gas natural de España, y el Gobierno aspira a que esta relación se estreche para capear la crisis energética. Sin embargo, parece que no va a poder garantizarse un suministro mucho mayor del actual porque la tubería que une los dos países ya funciona prácticamente al 100% de su capacidad. Una segunda opción es incrementar las compras de gas licuado por barco (conocido como GNL), pero Argelia tiene la mayor parte comprometido con otros compradores. A esto se suma que Italia, que ha perdido su suministro de Catar, busca desesperadamente comprar más combustible al país norteafricano.

El ministro de Exteriores, José Manuel Albares, visitó esta semana el país norteafricano en un encuentro que llevaba meses programado, pero que ha ganado un enorme protagonismo por la crisis energética derivada de la guerra en el Golfo. Tras reunirse con el presidente argelino, Abdelmajid Tebboune, y con el ministro de Hidrocarburos, Mohamed Arkab, Albares dijo este jueves que “Argelia es un suministrador de gas fiable y constante con el que tenemos una larga tradición de suministros que queremos profundizar y renovar”.

De la reunión salió el compromiso de llevar a pleno rendimiento la tubería Medgaz, que conecta ambos países a través del Mediterráneo y que tiene capacidad para mover 10.000 millones de metros cúbicos de gas al año (o 10 bcm, en la jerga del sector), una cuarta parte de las importaciones anuales de gas de España. En realidad, el gasoducto lleva operando prácticamente al 100% de su capacidad desde enero de 2026, un ritmo no visto en la última década y un 10% superior al año pasado.

Por mucho que el Medgaz funcione a pleno rendimiento, España necesita mucho más combustible en los próximos nueve meses. El mercado global de gas licuado acaba de perder el 20% de su suministro diario por el cierre del Estrecho de Ormuz. A esto se suma que el 31 de diciembre de este año, todos los países europeos deben dejar de importar gas ruso. España importó el año pasado de Rusia el 11,4% de su gas, y de Catar, el 3%.

Ese déficit difícilmente se compensará con nuevas importaciones de Argelia. Con la conexión Medgaz ya a pleno rendimiento, la única solución está en los barcos metaneros, un negocio que Argelia explota, pero donde hay poco margen de crecimiento. Fuentes del Ministerio de Exteriores señalan, de hecho, que esta vía comercial no ha estado sobre la mesa en la visita del ministro Albares.

El año pasado España importó por barco 1,9 bcm de gas natural de Argelia, según datos de Kpler, una empresa de seguimiento de metaneros, lo que equivale al 20% de lo que España recibió por tubería de ese país. El problema es que las compras de GNL dependen de acuerdos que hay que negociar continuamente en un mercado abierto y global (el conocido como mercado spot), de manera que cualquier país dispuesto a pagar más por ese combustible se puede hacer con el cargamento. A esto se suma que Argelia ya tiene acuerdos a largo plazo para vender GNL a Turquía, Francia e Italia. Según Gonzalo Escribano, experto en Energía del Real Instituto Elcano, de los 14,5 bcm de GNL que Argelia vendió en 2024, solo 4,5 bcm fueron en spot.

Los expertos tampoco creen que Argelia vaya a incrementar su producción de gas natural a corto plazo, porque es un país que históricamente ha tenido muchos problemas para mejorar su infraestructura gasista, pese a ser una potencia energética global. "El gas argelino lleva muchos años siendo una decepción. No creemos que los flujos de gas argelino vayan a aumentar de forma significativa a corto plazo", opina Andreas Schroeder, director de Análisis Energético de ICIS, una consultora energética.

Alun Davis, investigador principal de gas en Europa de la consultora S&P, también ve otras piedras en el camino. Primero, que la demanda de gas de su propia población está creciendo rápidamente y se ha comido el escueto incremento de producción que ha logrado tener desde 2020, por lo que cada vez tiene más dificultades para exportar. Segundo, que en este momento los precios del GNL en el mercado spot de Asia son más elevados que en Europa, de manera que ahora tiene un incentivo mayor para vender su gas a Asia antes que a España.

A estos problemas se suma la enorme presión y competencia que ejerce Italia. Este país importó el año pasado el 32% de su gas licuado desde Catar, un país que no va a poder exportar GNL en varios meses por los bombardeos de Irán. De hecho, la primera ministra italiana, Giorgia Meloni, visitó este miércoles Argelia con el mismo objetivo que Albares.

Italia lleva cuatro años mejor posicionada que España para adquirir gas argelino tras la fuerte disputa diplomática que se produjo entre Argel y Madrid alrededor del Sáhara Occidental. El conflicto ha quedado enterrado esta semana gracias a la visita del ministro español de Exteriores, pero el daño sobre el sector energético se mantiene. Aquel choque supuso el cierre del gasoducto Argelia-Marruecos-España, una segunda conexión entre la Península Ibérica y Argelia que tenía una capacidad de exportación similar a Medgaz.

Tras esa ruptura, parte de los envíos cancelados se redirigieron hacia Italia, que cuenta con una tubería con Argelia (TransMed) cuatro veces mayor que la española, capaz de enviar anualmente 39 bcm de gas natural. A través de ese gasoducto se enviaron el año pasado 20,2 bcm de gas, según Energy Intelligence, de manera que Italia podría incrementar un 100% esas importaciones sin recurrir a barcos metaneros.

Alun Davis opina que esa ventaja es crucial en la carrera entre España e Italia por el gas argelino. "Dado que Italia es, en esencia, el único mercado con capacidad de importación disponible a través del gasoducto desde Argelia, y que los precios del mercado italiano suelen ser más altos que los españoles, cabría esperar que Italia se beneficiara de cualquier posible aumento de las exportaciones que Argelia pudiera generar", valora el experto.

Schroeder, analista de ICIS, advierte también de que aunque Italia y España sean socios, no se puede esperar que los dos países vayan a cooperar en estas conversaciones. "Italia se enfrenta a una escasez de gas porque es el país europeo más dependiente de Catar. Tendrá que asegurarse de garantizar los volúmenes de suministro a corto plazo y su prioridad no será ayudar a sus vecinos ni a otros países de la UE en momentos de crisis", opina.

No obstante, la agencia Bloomberg asegura que la visita de Meloni tuvo un resultado limitado. Sonatrach, la compañía gasista nacional de Argelia, comunicó a Italia que si quiere comprar más GNL tendrá que hacerlo en el mercado spot, pagando el sobreprecio que tiene ese combustible sobre el que se vende en contratos a largo plazo. 

El pasado viernes, los expertos de ENTSO-E, la Red Europea de Gestores de Redes de Transporte de Electricidad, hizo público su informe sobre el apagón del pasado 28 de abril en España (ver aquí). Casi 500 páginas donde se describe minuciosamente lo sucedido y se apunta a una serie de errores en cadena, una suerte de tormenta perfecta donde fallaron muchas cosas a la vez. ¿Dónde quedan ahora las horas de tertulias y centenares de columnas que clamaban contra las renovables como las culpables del desastre? Un sistema de la complejidad que tienen hoy las redes eléctricas difícilmente se viene abajo por un solo motivo. Y aunque ha hecho falta casi un año de indagaciones para saber con exactitud qué ocurrió, a las pocas semanas ya se tenía información suficiente como para descartar acusaciones infundadas que apuntaban a las renovables como chivo expiatorio. Sin embargo, a las pocas horas de recuperarse el suministro eléctrico, analistas de muchos medios –sobre todo los conservadores– pontificaban acusando con vehemencia a unas u otras causas. Curiosamente, quienes querían exhibir su crítica a este Gobierno apuntaban sin recato a las renovables, y sólo a ellas, como las causantes del desaguisado.

Lo que me ha animado a traer aquí este asunto no es el informe en sí, cuyas conclusiones y recomendaciones ya han sido difundidas y a las que yo no tengo nada que aportar. Tampoco pretendo aprovechar la ocasión para hacer una –otra– defensa de las renovables, que saben que hago cada vez que tengo ocasión. Lo que me lleva a traer aquí este episodio es la reflexión sobre la necesaria rendición de cuentas de quienes tenemos un espacio en la conversación pública. Quienes nos asomamos con asiduidad a micrófonos radiofónicos, cámaras de televisión y columnas como esta tenemos una responsabilidad importante. Nuestros análisis ayudan a quienes nos siguen a formarse una opinión sobre los asuntos de actualidad, conformando la conversación pública, uno de los pilares fundamentales de la democracia. Esto debería llevarnos a elevar los estándares de exigencia del oficio.

Nos critican llamándonos “todólogos”, y es cierto. Nadie sabe de todo. Pero la virtud del analista –lo de tertulianos lo dejo para otros géneros– consiste justamente en saber de qué sabe y de qué no. En aquellos asuntos que maneja porque tiene una sólida formación o porque forman parte de algunas de sus áreas de expertise podrá emplearse a fondo. Lo reconocerán porque reaccionará con rapidez, hablará con precisión y será capaz de cartografiar la complejidad, lo que se sabe y lo que falta por conocerse, las cuestiones seguras y esas otras que navegan la incertidumbre respecto al tema en cuestión. 

Del resto de asuntos, aquellos de los que no se es especialista, cabe diferenciar dos tipos: los que suelen formar parte de la conversación de forma habitual y cualquier analista tiene el fondo de armario conceptual necesario, y aquellos que necesitan de conocimiento especializado. Entre los primeros se encuentran eso que suele llamarse politics, el histórico de las relaciones de los líderes y corrientes de las formaciones políticas, las tensiones que recorren la vida política habitual, etc. Para no equivocarse mucho en este campo, bastará con que el analista, aunque no siga con minuciosidad el día a día de una formación o un líder, tenga buena información –propia o la que le proporcionan los periodistas–, algo de memoria y un poco de perspectiva histórica, nada más. Su inteligencia le hará valorar cuándo puede arriesgar más y cuándo menos.

El problema viene cuando ese o esa analista que tiene que sentarse delante de un micro cuando casi no ha amanecido se encuentra con un tema de fuerte impacto social, del que nada sabe y cuya complejidad y especificidad imposibilita que pueda tener un juicio razonable, como ocurrió con el apagón. En ese caso son muchos y muchas los que buscan a alguien que pueda saber más que ellos y ellas y que ideológicamente esté en su bando y se limitan a repetir lo que aquel sujeto dice. Se darán ustedes cuenta porque reproducen argumentos que no entienden, y se nota. ¿Recuerdan a quienes nos hablaban de la generación asíncrona como si cada día pasaran unas horas en el CECRE (Centro de control de energías renovables, en las instalaciones de Red Eléctrica, digno de ver, por cierto)? Otros, no pocos, van buscando razonamientos de un lado y otro e intentan articular discursos de ambigüedad medida, sabedores ya de que caminan de puntillas por el asunto en cuestión. Sólo unos pocos, unas pocas, se atreven a decir aquello que parece prohibido: “no lo sé”. Probablemente serán penalizados por sus seguidores, que les leen o escuchan ansiosos de conocer su veredicto, pero estarán ejerciendo su función democrática con la honestidad intelectual y la responsabilidad imprescindible.

El del apagón es sólo un ejemplo de los muchos que se encuentran en la conversación pública. Si ha sido este asunto el que me ha llevado a esta reflexión es porque es un aspecto del que algo conozco por mi desempeño profesional y del que sé perfectamente qué sé y sobre todo, qué ignoro (que es mucho más), incluso todo lo que se ignoraba –porque no se podía saber aún– mientras corrían ríos de tinta. Seguro que hay otros temas que no me han llevado a plantear este asunto porque desconozco su complejidad, y probablemente yo habré caído también en la tentación de repetir lo que otros dicen sin saber exactamente qué es lo que está en cuestión.

Quienes disponemos de una tribuna pública tenemos una enorme responsabilidad. Ejercerla implica decir “no lo sé” cuando no lo sabemos, aunque cueste. La ciudadanía sabe distinguir entre quien habla de oídas y quien lo hace con propiedad. Desconfíen de quien pretenda hacer creer que es capaz de conocer y opinar de todo y en todo momento. Carece de lo fundamental: saber qué es lo que no sabe. 

El paquete de hasta 80 medidas que conforman el plan anticrisis para paliar los efectos de la guerra en Oriente Medio han entrado este domingo en plena vigencia, tras su publicación la víspera en el Boletín Oficial del Estado (BOE), y el próximo jueves el Congreso dictaminará su convalidación.

El plan cuenta con una dotación de 5.000 millones de euros e incluye, entre otras medidas, rebajas de impuestos a la electricidad, el gas y los carburantes (del 21% de IVA al 10%); así como descuentos para colectivos vulnerables y ayudas directas para los sectores más afectados.

En el apartado fiscal destacan, especialmente, la suspensión temporal del impuesto de generación eléctrica, actualmente del 7 % y que pagan las compañías; la rebaja del impuesto especial sobre la electricidad que pagan los consumidores (del 5,11% actual al 0,5%); y la congelación del precio máximo de venta del butano y propano.

Asimismo, el Ejecutivo dio luz verde a otro decreto que establece una congelación temporal de los precios del alquiler, similar al aplicado en crisis previas. Este último es muy probable que no salga adelante en la Cámara Baja, por el rechazo ya anunciado de formaciones como Junts, PP y Vox.

Entre las medidas aprobadas por el Consejo de Ministros destaca, igualmente, la prohibición del despido en las empresas que reciban ayudas públicas relacionadas con los efectos del conflicto.

También ha entrado en vigor un plan de movilidad sostenible, que obligará a las compañías de más de 200 personas trabajadoras o 100 por turno a que faciliten los desplazamientos de su plantilla al centro de trabajo; así como una suspensión de la causa de disolución por pérdidas, ya acordada previamente respecto del COVID-19.

Sectores de la economía relacionados con el transporte, la agricultura o la ganadería han mostrado su disconformidad parcial con el paquete de medidas del plan anticrisis, en especial en el colectivo de la movilidad por carretera (logística, mercancías y autobús).

Patronales como CETM, Fenadismer, UNO (logística) y Confebus califican como "claramente insuficientes" las medidas aprobadas por el Gobierno. Incluso, las dos primeras organizaciones no descartan movilizaciones en el transporte de mercancías por carretera si no se atienden sus peticiones.

Desde la organización de Agricultores y Ganaderos (COAG) consideran que estas medidas son "necesarias", pero avisan de que serán "insuficientes" si la situación se prorroga "más allá de 15-30 días", mientras que Asaja cree que el plan “queda abierto, sin concreción, es pobre y lejos” de la situación.

El sindicato CCOO se ha sumado a los sindicatos agrarios y ha reclamado al Gobierno más medidas fiscales y transferencias directas dirigidas a los colectivos más vulnerables.

Desde otro ángulo, la Confederación Española de Empresarios de Estaciones de Servicio (Ceees) ha valorado la reducción del IVA a los combustibles como "una mejor alternativa a la nefasta experiencia" del descuento de 20 céntimos por litro aplicado tras la invasión rusa de Ucrania.

La Organización de Consumidores y Usuarios (OCU) también ha aplaudido las rebajas fiscales de los carburantes, que calcula que reducirá en "unos 8 euros" el precio del depósito medio.

En cuanto a las organizaciones empresariales, CEOE y Cepyme no han valorado aún el plan presentado por el Gobierno. Se espera que lo hagan en los primeros días de la semana entrante.

Sí han mostrado, en cambio, su "firme rechazo" a la aprobación de una congelación temporal de los precios del alquiler, al ser una medida “ajena” al conflicto en Oriente Medio y una “injerencia injustificada en el derecho a la propiedad privada”.

Casi un año después del apagón del 28 de abril, un grupo de medio centenar de expertos europeos ha concluido que el origen del episodio fue un problema de sobretensión de la red, una anomalía que no tiene precedentes en el continente. Los autores achacaron el incidente a una "tormenta perfecta" de diferentes problemas mientras subrayan que las energías renovables son absolutamente seguras, incluso si suponen el 100% de la generación de un país.

Esto no va sobre energías convencionales o renovables, sino sobre control de tensión. Y todos los tipos de generación pueden controlar la tensión", repitió en varias ocasiones este viernes Damian Cortinas, presidente del consejo de administración de ENTSO-E, la Asociación de Gestores Europeos de Redes de Transporte de Electricidad, durante la presentación del informe final sobre las causas del incidente. También han participado en el estudio expertos de todo el continente de ACER, la agencia europea de reguladores eléctricos.

Desde el mismo día del apagón, las renovables han estado en el punto de mira de una parte del sector energético, aunque los expertos en redes eléctricas ya dijeron que la participación ese día de más centrales térmicas no habría cambiado el desenlace. Los críticos subrayaron que ese exceso de solar y eólica redujo la inercia de la red, un parámetro imprescindible para controlar la frecuencia, pero el nuevo informe calcula que un 20% más de inercia no habría ayudado. "Los resultados indican que una inercia adicional habría tenido un impacto mínimo en la evolución del incidente", se lee. De hecho, la frecuencia habría caído incluso más rápido en ese escenario.

Lo que sí avisaron los expertos entonces, y ahora subraya el análisis, es que las renovables deben aportar control de tensión dinámico al sistema, una tarea que en aquel momento solo realizaban las instalaciones tradicionales, principalmente las centrales de gas natural. Esta modificación ya se ha introducido en los procesos de operación de la red eléctrica española y esta misma semana se ha inaugurado con medio centenar de instalaciones, y otras tantas se unirán próximamente.

El problema es que solo las plantas renovables construidas posteriormente a 2020 tienen instalada la tecnología para hacerlo –porque fue entonces cuando se hizo obligatorio en Europa–, y una de las recomendaciones del informe de este viernes es que se obligue también a las renovables más antiguas a adaptarse para realizar ese control de tensión dinámico

Cuando se señala la necesidad de que las renovables controlen la tensión, se apunta a la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia (CNMC), la encargada de fijar los conocidos como procesos de operación del sistema eléctrico, los parámetros que deben cumplirse para garantizar la seguridad. Este organismo llevaba cinco años haciendo pruebas sobre cómo las renovables, principalmente la fotovoltaica, pueden inyectar en la red potencia reactiva –una clase de energía que permite controlar la tensión–, y esperaba introducir este mecanismo en 2026, pero con el apagón aceleró el trabajo y estuvo listo en apenas un mes, el 12 de junio.

Como ya ocurrió en el informe preliminar que presentaron en octubre, en el nuevo análisis los expertos no han señalado a ningún culpable concreto, aunque señalan problemas cuya responsabilidad recae en todos los actores del sistema: las grandes empresas eléctricas, el operador de la red (Red Eléctrica), la CNMC y el Ministerio de Transición Ecológica

"Tenemos recomendaciones para que esto no vuelva a ocurrir, pero nuestro cometido no es atribuir culpables. Eso depende de la interpretación que hagan las autoridades nacionales", dijo Cortinas el viernes. Preguntado por si Red Eléctrica tenía más responsabilidad que los demás por su papel de gestor de la red, insistió en que no hubo una única causa. "Fue una combinación de todas ellas, una tormenta perfecta".

El estudio de ENTSO-E volvió a destacar conclusiones ya conocidas, como que "algunas" las grandes plantas de ciclo combinado que debían controlar la tensión no cumplieron con su cometido– pese a que reciben una remuneración por ello, que en 2025 ascendió a 1.200 millones de euros– y no absorbieron toda la potencia reactiva que se ordenó.

También explican que muchas instalaciones de generación se desconectaron de la red cuando la tensión era elevada, pero por debajo de lo que la normativa obliga a soportar, lo que agravó la situación de manera drástica porque eso generó un efecto dominó que aumentó aún más la tensión y provocó que otras plantas se desconectasen. La red de transporte tiene una tensión media de 400 kV, pero todos los que se conectan a ella deben soportar picos de hasta 435 kV. De 19 subestaciones que examina el informe, solo seis se desconectaron dentro del rango legal, nueve incumplieron y del resto no se tienen datos concluyentes.

Lo que sí han aportado nuevo en este análisis es el papel que jugaron las desconexiones de paneles solares de pequeño tamaño (inferior a 1 MW) instalados en casas, oficinas o fábricas, un área gris que es extremadamente difícil de controlar. Aunque individualmente son instalaciones pequeñas, ese día se desconectaron por la inestabilidad de la red una cantidad ingente –alrededor de 800 MW– en los minutos e instantes previos al apagón, según ENTSO-E, incrementando aún más la tensión en el sistema.

También es cierto, destacan los autores del trabajo, que España tiene unos baremos legales de tensión demasiado grandes. Mientras que lo normal en Europa es que el límite de tensión en la red de transporte esté en 420kV (también en Portugal), en tope en España es de 435 kV. Dos horas antes del apagón ya se alcanzaron tensiones en algunos puntos superiores a 420 kV, unas cifras que en otros países habrían levantado las alarmas, pero que en España entran dentro de rango. Por eso los expertos de ENTOS-E piden rebajar ese tope al umbral estándar del continente. La CNMC también solicitó este cambio el jueves al Ministerio de Transición Ecológica dentro de su paquete de respuesta al incidente.

Otro de los problemas que destacaron fue el fallo de respuesta de las reactancias, unas máquinas que se instalan en subestaciones eléctricas para controlar la tensión de la red. En España y en muchos otros países se activan y apagan de manera manual, y eso provocó que no se conectaran a tiempo todas las reactancias necesarias aquella mañana. En los minutos previos al apagón, Red Eléctrica las desconectó para incrementar la tensión de la red, que era inusualmente baja en ese momento, pero cuando la tensión comenzó a subir de manera descontrolada, solo se conectó el 58% de la capacidad de reactancia con la que contaba el sistema eléctrico español. Los expertos proponen que ese mecanismo se automatice, como ocurre en Francia.

Los directivos de ENTSO-E insistieron durante la presentación del estudio en que muchos de las correcciones que proponen no solo van destinadas a España, sino que toda Europa, y la propia organización de gestores tienen que aprender de la experiencia ibérica. "Nunca antes había ocurrido algo así. Lo más importante que sabemos ahora es que estos problemas de sobretensión pueden afectar a gran escala y que pueden apagar un país entero. Y que ahora sabemos qué tenemos que hacer para corregirlo", subrayó Damian Cortinas.