Florentino Pérez organizó este martes una rueda de prensa en la Ciudad Deportiva del Real Madrid para, entre otras cosas, convocar elecciones a la presidencia del club tras los fracasos deportivos de las últimas dos temporadas. Lo que no estaba en el guión —o sí— es que Pérez terminó amenazando con darse de baja de ABC “en honor a su padre”, asegurando en repetidas ocasiones que no tiene cáncer terminal, y describiendo a su posible rival en las elecciones como “ese señor que habla con acento sudamericano... bueno, mexicano, que no me salía la palabra”. 

La rueda de prensa, convocada formalmente para denunciar una campaña mediática organizada contra el club y su presidente, será recordada como una de las comparecencias más peculiares de, como mínimo, la historia del fútbol español. 

El principal blanco de sus ataques fue la prensa —llegó a protagonizar un enfrentamiento con un redactor de ABC al que señaló con nombre y apellidos— pero tampoco se libró el sector de las empresas eléctricas, al que acusó de querer apropiarse del club. 

Pero el verdadero detonante de la comparecencia, el hombre de “las eléctricas” y el “acento mexicano” —al que no llegó a referirse por el nombre como sí hizo con varios periodistas— es Enrique Riquelme Vives, empresario de 37 años. Un hombre que, en los vídeos disponibles, habla con acento perfectamente castellano.

Enrique Riquelme nació el 9 de enero de 1989 en Cox —el municipio alicantino que da nombre a su empresa—, y desde joven estuvo vinculado al mundo empresarial por los negocios familiares en la construcción y el sector inmobiliario. El vínculo familiar con el Real Madrid viene de atrás: su padre fue miembro de la junta directiva que presidió el club con Ramón Calderón a la cabeza entre 2006 y 2009.

Su carrera tomó un rumbo internacional cuando en 2010 se trasladó a Panamá para fundar el Grupo El Sol, de energía fotovoltaica. Años después, en 2014, de vuelta en España, fundó Cox Energy en Madrid. El crecimiento fue meteórico: Forbes lo incluyó en 2020 en la lista de los 100 españoles más creativos en el mundo de los negocios, y posteriormente en la de mejores CEO de 2024. El Mundo estimaba su patrimonio, a fecha de 2025, en 460 millones de euros en acciones de su empresa. Cox Energy cotiza en la Bolsa de Madrid y la Bolsa Institucional de Valores de México, y mantiene proyectos en África, Sudamérica y el Golfo Pérsico.

En 2023, un juzgado mercantil de Sevilla adjudicó a Cox Energy los activos de Abengoa —una de las mayores quiebras de la historia empresarial española, con una deuda de aproximadamente 6.000 millones de euros—. El último gran movimiento llegó hace apenas unas semanas, cuando Cox Energy anunció la compra del 100% de los activos de Iberdrola en México por 4.200 millones de dólares.

Riquelme no es un nombre nuevo en los pasillos de Concha Espina. Ya en 2021 anunció su intención de presentarse a la presidencia del Real Madrid, aunque finalmente no formalizó su candidatura, alegando que los plazos establecidos por la Junta Directiva y la Junta Electoral hacían imposible presentar en tiempo una candidatura completa. Dejó, eso sí, una promesa en pie: volvería. 

Cinco años después, el escenario ha cambiado. A su lado aparece ahora David Mesonero, director de Desarrollo Corporativo de Iberdrola y yerno de Ignacio Sánchez Galán, presidente de la compañía desde 2006. Los dos perfiles, según diversas informaciones, habrían estado explorando una candidatura conjunta. Riquelme —que el pasado enero se dejó ver con varios pesados pesados históricos del Real Madrid en su fiesta de cumpleaños— tendría incluso un local ya alquilado en las inmediaciones del Bernabéu para usar como base de su campaña, según publica El Confidencial.

El eje Cox-Iberdrola coloca sobre la mesa una alternativa a la histórica influencia del sector constructor en el club: si Florentino Pérez ha gobernado el Real Madrid desde el poder de ACS, el mayor grupo de construcción de España, sus rivales llegan, como el propio Pérez dejó claro en su rueda de prensa, desde el sector energético. 

La candidatura exige, en todo caso, superar barreras altas. El presupuesto del Real Madrid para la temporada 2025-2026 asciende a 1.248 millones de euros, y los estatutos aprobados por Florentino obligan a cualquier candidato a avalar personalmente el 15% de esa cifra, una cantidad cercana a los 200 millones de euros, además de acreditar una antigüedad de al menos 20 años como socio del club. Está por ver si Riquelme tiene capacidad financiera para hacer frente a ese aval o si recurrirá, como denunciaba Pérez —“que se presenten a las elecciones y no vayan preguntando a los bancos si el presidente de una empresa eléctrica puede puede avalar la candidatura”, dejó caer el presidente— a los fondos de Iberdrola.  

Que Florentino Pérez y Sánchez Galán se detestan no es ningún secreto en el Ibex 35. El enfrentamiento entre ambos se remonta a cuando Florentino Pérez intentó hacerse con Iberdrola e incluso manejó planes para fusionarla con Unión Fenosa Gas, de la que controlaba un porcentaje. 

En febrero de 2006, ACS entró en el accionariado de Iberdrola en lo que se presentó inicialmente como una operación amistosa y pactada. La sorpresa llegó cuando ACS se encontró con que Galán les negaba la entrada en el consejo de administración, con el argumento de que eran competencia. ACS llegó a invertir 8.500 millones de euros para hacerse con el 20% de Iberdrola entre 2006 y 2012, sin lograr ningún asiento en el consejo. 

La guerra no terminó ahí. El caso Villarejo revivió el enfrentamiento: los papeles del comisario jubilado apuntaron a que ejecutivos de Iberdrola habrían operado para desacreditar a Florentino Pérez, algo que derivó en una cascada de demandas cruzadas. Un juzgado mercantil de Madrid acabó condenando a ACS por competencia desleal frente a Iberdrola, ordenándose cesar en sus actos de “denigración” hacia la eléctrica. 

Ahora este pulso parece trasladarse a un nuevo escenario, tan estratégico o más que la bolsa de valores o la CNMV: el palco del estadio Santiago Bernabéu.

Este martes 28 de abril, a las 12:33 horas, se cumple un año del apagón en la España peninsular, un incidente que los informes técnicos publicados consideran que fue "multifactorial" y que ha impulsado la aprobación de distintas medidas para hacer el sistema eléctrico español más resiliente.

Aunque el diagnóstico compartido es que el 'cero eléctrico' tuvo como causa principal un problema de sobretensión, el por qué las tensiones se descontrolaron hasta provocar el colapso aquella mañana continúa enfrentando al operador del sistema, Red Eléctrica, y a las compañías eléctricas.

En términos generales, los análisis concluyen que el suceso se debió a un problema de tensión; que fue multifactorial; que no fue un ciberataque; que la producción renovable, por sí misma, no tuvo nada que ver, y que la colaboración entre agentes fue clave para que la reposición del suministro eléctrico se culminase en horas.

Pero existe un divorcio total a la hora de aclarar qué eslabón de la cadena de control de tensión falló, y si fue un episodio inesperado o existieron avisos previos.

La principal novedad de las últimas semanas son los expedientes sancionadores abiertos por la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia (CNMC), que ascienden a medio centenar y van subiendo.

Entre ellos destacan los procedimientos por posibles infracciones muy graves que afectan a Red Eléctrica, la sociedad Centrales Nucleares Almaraz-Trillo (participada por Iberdrola, Endesa y Naturgy) y a Iberdrola Generación Nuclear.

También ha incoado expedientes graves a Iberdrola, Endesa, Naturgy, Engie, TotalEnergies o Repsol, entre otros.

A nivel normativo, se han puesto en marcha medidas para fortalecer y mejorar la estabilidad de un sistema eléctrico cada vez más complejo.

El más destacado ha sido la revisión del procedimiento de operación 7.4 que la CNMC aprobó en 2025 y que entró en vigor a comienzos de este año, que permite a las renovables participar en el control dinámico de tensión previa habilitación de las plantas.

En paralelo, Red Eléctrica opera desde el día siguiente del apagón con la conocida "operación reforzada", que supone aumentar la programación de ciclos combinados, los cuales generan electricidad a partir de gas natural y aportan estabilidad al sistema.

El coste de esta operación reforzada hasta el 31 de marzo de este año asciende a 666 millones de euros, lo que implica 4 céntimos al día para un usuario con la tarifa regulada PVPC con un consumo medio mensual de 300 kilovatios hora (kWh), de acuerdo con los datos del operador.

El debate también ha alcanzado el ámbito parlamentario. Así, la comisión de investigación del Senado, controlada por el PP, ha señalado al Gobierno, a Red Eléctrica y a la CNMC como responsables del incidente, mientras que la del Congreso apenas ha echado a rodar.

Además, el 'cero eléctrico' cuenta con una derivada judicial y es que las eléctricas pelean, de momento sin éxito, por hacerse con las 8.000 conversaciones que Red Eléctrica aportó a la causa, ya archivada, que investigó un posible ciberataque.

Al margen de ello, un juzgado de lo Mercantil de Madrid se ha declarado competente para investigar la demanda por presuntos actos de competencia desleal interpuesta por Iberdrola contra Redeia y Red Eléctrica por difundir informaciones que habrían perjudicado la reputación de la multinacional española en el mercado.

A esto se añadirían los previsibles recursos que las empresas que terminen siendo sancionadas por la CNMC presentarán ante la sala de lo Contencioso-Administrativo de la Audiencia Nacional.

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.

Iberdrola ha tenido un papel destacado en la inauguración de WindEurope Annual Event 2026, el principal encuentro anual de la industria eólica europea, que se celebra en Madrid del 21 al 23 de abril en el recinto de IFEMA. En ese marco, el presidente de la compañía, Ignacio Sánchez Galán, ha recibido en el stand de Iberdrola al presidente del Gobierno, Pedro Sánchez, y a la vicepresidenta tercera, Sara Aagesen.

Durante la jornada inaugural, Galán también ha mantenido encuentros con diversas autoridades del ámbito energético europeo, entre ellas el comisario europeo de Energía, Dan Jørgensen; el secretario de Estado de Energía del Reino Unido, Michael Shanks; y el secretario de Estado irlandés con competencias en el ámbito marino, Timmy Dooley. La presencia de estos responsables públicos subraya el peso institucional y empresarial de una cita que reúne en Madrid a miles de profesionales, centenares de expositores y decenas de sesiones centradas en el futuro de la energía eólica en Europa.

La participación de Iberdrola en este foro encaja con su posición como uno de los grandes actores internacionales de la transición energética. La compañía es líder mundial en energía limpia, con más de 46.000 megavatios de capacidad instalada y una cartera tecnológica diversificada que abarca eólica terrestre y marina, hidroeléctrica, solar fotovoltaica, energía nuclear y baterías.

Además, Iberdrola cuenta con más de 1,4 millones de kilómetros de líneas de distribución y transporte en todo el mundo y suministra energía a cerca de 100 millones de personas, lo que refuerza su papel como uno de los referentes globales del sector energético.

El Gobierno del presidente Donald Trump suspendió este lunes el arrendamiento a cinco grandes proyectos de energía eólica marina en la costa este del país, incluido el que encabeza Iberdrola en Massachusetts, en lo que supone un golpe devastador para el desarrollo de este tipo de energías renovables en EEUU, informa EFE.

El Departamento del Interior "suspende, con efecto inmediato, los contratos de arrendamiento para todos los proyectos eólicos marinos a gran escala en construcción en Estados Unidos, debido a los riesgos para la seguridad nacional identificados por el Departamento de Guerra en informes clasificados recientemente elaborados", informó hoy esta cartera en un comunicado. El texto no brinda más detalles sobre cuáles son esos "riesgos para la seguridad nacional".

Además de Vineyard Wind 1, el parque que impulsa Iberdrola en la costa de Massachusetts y que ya funciona parcialmente, los otros cuatro desarrollos afectados son Revolution Wind y Sunrise Wind, en Rhode Island, CVOW – Commercial, cerca de Virginia, y Empire Wind 1, en el litoral neoyorquino y que ha contado con la participación de la empresa de ingeniería española Esteyco.

Vineyard Wind 1, que cuenta con aproximadamente 3.500 millones de dólares en financiación comprometida y capital recaudado hasta la fecha, estaba proyectado para tener una capacidad de generación combinada de más de 800 megavatios.

La decisión, que revoca los arriendos concedidos por el Gobierno de Joe Biden (2021-2025), deja en el aire inversiones de miles de millones de dólares y el futuro de este tipo de energía en la costa este. Esta región había apostado con fuerza por los proyectos de generación marina y esperaba que estos desarrollos produjeran energía para más de 2,5 millones de hogares.

Desde que regresó al poder en enero, Donald Trump ha expresado repetidamente sus críticas a la energía eólica, argumentando que estropea el paisaje o afecta negativamente a los ecosistemas de las aves.

El presidente de Iberdrola, Ignacio Galán, ha presentado este jueves el proyecto Noronha Verde en el archipiélago brasileño Fernando de Noronha. Junto a él, estuvo presente el ministro de Minas y Energía de Brasil, Alexandre Silveira. Al acto también asistieron la gobernadora de Pernambuco, Raquel Lyra, el ministro de Defensa, José Múrcio, y el CEO de Neoenergia, Eduardo Capelastegui. El proyecto es uno de los hitos destacados por el Gobierno de Brasil en el marco de la Cumbre del Clima (COP30) que se celebra en Belém, en el Estado de Pará.

La iniciativa integra energía solar y almacenamiento con baterías para convertir la isla Fernando de Noronha, Patrimonio de la Humanidad, en la primera isla oceánica habitada de América Latina con un modelo energético altamente sostenible.

Con una inversión de 350 millones de reales (más de 50 millones de euros), pretende avanzar en la descarbonización mediante fuentes renovables y tecnologías limpias. Para ello, se ha iniciado la construcción de una planta fotovoltaica con más de 30.000 paneles y una capacidad de 22 MWp, que se integrará con un avanzado sistema de almacenamiento en baterías de 49 MWh. Hasta ahora, la energía de la isla se producía en la planta Tubarão, que utiliza biodiésel.

Noronha Verde se enmarca en el programa Mais por Noronha, desarrollado por la filial brasileña del Grupo, Neoenergia, en colaboración con el Ministerio de Minas y Energía de Brasil y el gobierno estatal de Pernambuco. Neoenergia es la mayor eléctrica de Brasil por número de clientes, con presencia en 18 Estados y el Distrito Federal. La finalidad de este proyecto, tal y como indica la compañía, "es impulsar la sostenibilidad de la isla mediante redes inteligentes, movilidad eléctrica, innovación tecnológica y microgeneración distribuida". La primera fase del proyecto estará operativa en abril de 2026 y la segunda en 2027.

Durante la ceremonia de lanzamiento, también se inauguró la primera planta solar flotante del archipiélago, ubicada en el embalse de Xaréu, con una potencia de 622 kWp y una generación estimada de 1.083 MWh al año. La instalación evitará la emisión de 717 toneladas de CO₂.

Galán ha destacado en su intervención que el proyecto es “el mejor ejemplo del compromiso de Neoenergia e Iberdrola con el futuro de Brasil, que a lo largo de los casi 30 años se ha convertido en una parte cada vez más esencial de nuestro Grupo”. El plan inversor de la compañía en el país contempla más de 7.000 millones de euros para los próximos cinco años, que se suman a los más de 100.000 millones de reales (15.000 millones de euros a tipos de cambio actual) destinados por Iberdrola a infraestructuras de generación, transporte y distribución en Brasil en los últimos casi 30 años.

“Marca un antes y un después” en la vida de los habitantes de esta isla, ha presumido el presidente de la compañía. El territorio, que forma parte de un archipiélago declarado patrimonio natural de la humanidad por la UNESCO, se convierte así “en un referente internacional en materia de autosuficiencia, seguridad, eficiencia energética y cuidado del medio ambiente. En una palabra, de verdadera sostenibilidad”.

Este proyecto ejemplifica el liderazgo del Grupo en el impulso de la electrificación con energías limpias, que permite avanzar en la descarbonización mientras se promueve la seguridad de suministro, la autosuficiencia, la competitividad y el desarrollo industrial.

El presidente de Iberdrola ha intervenido asimismo en la COP30, en el panel sobre transición energética en el que también han intervenido el secretario general de Naciones Unidas, el presidente de Brasil, la presidenta de la Comisión Europea o el director de la Agencia Internacional de la Energía, entre otros líderes internacionales.

Galán ha destacado que las inversiones en renovables están avanzando, pero también ha insistido en que es necesario más almacenamiento energético y redes eléctricas para electrificar la economía y dar respuesta la demanda, que se espera que aumente un 50% en todo el mundo en los próximos diez años.

Galán ha defendido que la sostenibilidad económica y la medioambiental son plenamente compatibles y así lo demuestra la trayectoria de Iberdrola. El Grupo ha invertido en los últimos 25 años cerca de 175.000 millones de euros para avanzar en la electrificación a través de energías renovables, redes eléctricas y almacenamiento, y ello ha permitido aumentar la autonomía estratégica y la seguridad del suministro y mejorar la competitividad, mientras que promueve el desarrollo y el progreso social.

En este contexto, el líder de la compañía ha elogiado la colaboración público-privada, encaminada a encontrar soluciones para avanzar en el cuidado del medio ambiente y la acción climática.

Iberdrola ha anunciado un ambicioso plan de inversiones de 58.000 millones de euros hasta 2028, un 30% más que en su plan anterior, con el objetivo de reforzar su presencia en redes eléctricas reguladas y consolidar su perfil como compañía más predecible y estable frente a la volatilidad de los mercados energéticos. El grueso de la inversión se concentrará en Reino Unido (20.000 millones) y Estados Unidos (16.000 millones), seguidos de la península ibérica (9.000 millones), Brasil (7.000 millones) y otros países de la UE y Australia (5.000 millones). “Vamos a invertir 58.000 millones hasta 2028, de los que dos terceras partes irán a redes de transporte y distribución, fundamentalmente en el Reino Unido y los Estados Unidos”, ha asegurado el presidente Ignacio Galán.

Según la eléctrica, el 65% de los fondos se destinará a redes de transporte y distribución, sectores que garantizan rentabilidades reguladas y estabilidad de ingresos. “Este plan pretende transformar el perfil de Iberdrola hacia una empresa más regulada, con las redes como vector de crecimiento”, ha afirmado Galán. La empresa señala asimismo que el 85% irá destinado a países con rating A dotados con marcos regulatorios estables, predecibles y atractivos. Esto permitirá, según Iberdrola, el impulso del crecimiento con más estabilidad, predictibilidad, rentabilidad y seguridad.

La compañía calcula que este giro le permitirá elevar su beneficio neto ajustado hasta los 7.600 millones en 2028, frente a los 5.600 millones actuales, con un EBITDA (beneficio operativo bruto) de 18.000 millones, en el que las redes reguladas aportarán más de la mitad del resultado operativo. Iberdrola se compromete además a destinar cerca de 20.000 millones a dividendos en el periodo 2025-2028, manteniendo una política de incrementar la retribución a sus accionistas en línea con la evolución de los resultados. De esta forma, Iberdrola destinará entre el 65% y el 75% del beneficio a retribuir a sus accionistas –pay out, en inglés–. Además, el grupo fija un suelo del dividendo de 0,64 euros para este periodo, dentro del programa de Iberdrola Retribución Flexible, que incluye la recompra de títulos.

El plan contempla también una inversión de 21.000 millones en renovables y clientes, de los que el 75% ya corresponden a proyectos en construcción. La mayor parte se concentrará en la eólica marina (38%) y terrestre (24%), aunque también habrá recursos para solar fotovoltaica (10%) y almacenamiento (10%).

En paralelo, Iberdrola presenta el plan como un proyecto con impacto social: promete 15.000 nuevas incorporaciones laborales a nivel mundial en los próximos cuatro años, compras a proveedores por 65.000 millones que “sostendrán más de 500.000 empleos”, una contribución fiscal superior a 40.000 millones en los países que está presente y 1.600 millones en I+D+i. Además, reitera su compromiso de ser neutral en emisiones de CO₂ en 2030, una de las metas más ambiciosas del sector.

El viraje hacia mercados anglosajones consolida la estrategia de Galán de reforzar la posición internacional de la energética española, aunque abre interrogantes sobre el grado en que estas inversiones beneficiarán directamente a la economía y al empleo en España. El énfasis en dividendos y la apuesta por mercados estables contrastan con el debate sobre la suficiencia de las inversiones en transición energética en el territorio nacional, donde los consumidores aún soportan altos precios de la luz y crece la presión política por un modelo energético más justo.

Las cinco grandes eléctricas de España crecieron como la espuma durante la crisis energética aprovechando la crisis de precios, pero el tiempo pasa y su dominio del mercado parece haberse consolidado. Es la conclusión de los datos publicados este lunes por la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia (CNMC), que calcula que la cuota de mercado de esas compañías ha subido cinco puntos en cinco años, hasta abarcar el 90% de los contratos de luz de los hogares. 

Iberdrola (33%), Endesa (32%), Naturgy (14%), Repsol (7%) y TotalEnergies (4%), son por orden las eléctricas con mayor tamaño del mercado de hogares, mientras que el grupo otros operadores del mercado, donde se aglutinan el resto de compañías, apenas concentraba a cierre de 2024 el 10% de los clientes. En diciembre de 2020, dos meses antes de que estallase la guerra de Ucrania, este último grupo dominaba el 15% del mercado.

Durante los meses más duros de la crisis energética, en primavera y verano de 2022, las principales eléctricas aprovecharon para engordar su lista de clientes de hogares con ofertas que no podían igual las pequeñas comercializadoras porque toda la cadena de valor, desde la generación hasta la distribución y la venta. Durante esos meses, decenas de pequeñas eléctricas tuvieron incluso que cerrar porque no podían funcionar en ese mercado extremo. Y aunque lo peor de la crisis energética se dieron por terminados a finales de 2023, la diversificación del mercado eléctrico no ha regresado.

De entre las grandes, Repsol y TotalEnergies son las comercializadoras de luz que más ha crecido en estos cinco años, y han comido parte del mercado a Iberdrola y Endesa, que en ese mismo periodo han perdido cada una dos puntos porcentuales del pastel. Por su parte, Naturgy permanece congelada en el 14% de cuota de mercado.

Mientras en el sector de los hogares se asientan las grandes eléctricas, estas han sufrido una fuerte caída en su dominio de la venta de luz a pymes e industrias, según la CNMC. En estos dos sectores, el grupo otros operadores del mercado es el que concentra el mayor número de clientes, superando a cualquier gran compañía. Ese pedazo del mercado está compuesto por compañías que tienen un 3% o menos de los clientes totales, de manera que en tanto el sector oficinas como industrial está bien segmentado en decenas de eléctricas.

Otra de las conclusiones del informe del regulador es que la tarifa regulada de la luz para hogares, la conocida como PVPC, ha perdido una gran popularidad estos años. Pese a que el precio de la luz ha subido respecto a los años anteriores a la pandemia, la sensación de bajada respecto al pico de 2022 ha provocado que muchas eléctricas hayan convencido a sus clientes de pasarse a una tarifa del mercado libre, generalmente más caras porque aplican recargos superiores.

En concreto, la tarifa regulada de la luz (o PVPC) perdió más de 1,6 millones de clientes entre diciembre de 2021 y diciembre de 2024, hasta quedarse en los 8,32 millones de puntos de suministro sobre un total de 28,47 millones que hay en España con una potencia inferior a 15 kW. En este caso, el descenso no está relacionado con la crisis energética, sino que la cifra ha menguado año a año desde su creación en 2013, pero sí que se ha agravado. 

“Durante el año 2023, se había observado una desaceleración en el ritmo de dicha migración hacia el mercado libre, en parte debido a la significativa reducción de los precios en el mercado mayorista, lo que hizo más atractiva la permanencia en la opción del PVPC. Sin embargo, en 2024 esta tendencia se revirtió, intensificándose nuevamente el trasvase de consumidores desde el PVPC hacia ofertas en mercado libre”, concluye el informe de la CNMC. En este momento, el 29% de los españoles tiene una tarifa PVPC, mientras que el 71% ha contratado una libre.

En cuanto al mercado del gas, la competencia es superior a la del mercado eléctrico, como subraya el regulador, aunque Naturgy es la líder indiscutible sobre todas las compañías. A cierre de 2024, la CNMC concluye que esta empresa controlaba el 40% de las ventas a domicilios, aunque ha caído respecto al 45% de cuota que tenía en 2019. La gran diferencia frente a la luz es que el segundo gran actor son los otros operadores del mercado, una prueba clara de que el mercado esta repartido, y ese grupo concentra el 17% de los clientes. Le siguen Endesa (17%), TotaEnergies (10%), Iberdrola (10%), Repsol y Eni.

En los últimos dos días se han presentado los primeros dos informes que analizan lo ocurrido el pasado 28 de abril, cuando España se fue a negro por primera vez en su historia reciente. El análisis del Gobierno apunta a Red Eléctrica (REE), el operador del sistema, como principal responsable del cero de tensión, aunque reparte culpas con las grandes empresas generadoras de electricidad. Un día después, REE ha contestado con su propia investigación, en la que culpa únicamente a las grandes compañías y defiende que su labor fue "impecable".

Este choque de versiones aleja la posibilidad de reclamar las pérdidas milmillonarias de esa jornada que pueden exigir tanto empresas como hogares. Tampoco ayuda que en ninguno de los dos informes se pueda revelar cuáles de las grandes eléctricas fallaron en su operación, porque estas han exigido eliminar su nombre bajo amenazas legales, aunque los principales dueños de las centrales térmicas de España son Endesa, Iberdrola y Naturgy.

Las organizaciones de consumidores están en este momento estudiando ambos dosieres para ver cuál es el alcance jurídico de los análisis. El problema, según los portavoces de las organizaciones de consumidores, es que ninguna de las investigaciones encuentra un culpable o dice cuál es porcentaje de culpa que tiene una u otra empresa. Tras el apagón, el Ministerio de Consumo publicó una guía para reclamar las pérdidas por la interrupción del suministro eléctrico. "Hasta que no se conozca el origen del apagón eléctrico, no podrán determinarse derechos [a exigir]", dijo el ministerio.

Tanto el Ministerio de Transición Ecológica —que coordinó el informe del Gobierno— como Red Eléctrica insisten en que ninguno de los informes busca señalar a un culpable ni pedir responsabilidades, sino que eso tendrán que concluirlo las investigaciones que tienen en marcha la Audiencia Nacional, la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia (CNMC) y la Unión Europea. Sin embargo, estas pesquisas pueden alargarse durante meses y no hay garantía de que vayan a arrojar un culpable claro.

Soledad Montero, responsable de Energía de la organización de consumidores CECU, afirma que los nuevos informes "nos dejan en la misma casilla que estábamos". "Me da la impresión de que nunca se va a encontrar a un culpable porque se trata de un cúmulo de fallos", opina la experta. Según explica, los hogares, en teoría, no deberían tener problema para reclamar los daños a su seguro, pero la cosa cambia con las grandes empresas que ese día perdieron toneladas de producto o no pudieron funcionar, puesto que probablemente tendrán que litigar para recuperar sus pérdidas millonarias.

Todas las viviendas también tienen derecho a recuperar el coste del servicio de electricidad que no disfrutaron ese día. La ley establece que el 30 de junio de cada año las eléctricas tienen que enviar a la CNMC un informe sobre la calidad del servicio en cada provincia, donde evidentemente reflejarán el apagón, y en el primer trimestre de 2026 tendrán que empezar las compensaciones, relata Montero. "Aunque la devolución es mínima, de unos euros, las compañías se enfrentarán a un roto millonario, y es probable que intenten pelearlo en los tribunales para no tener que pagar, porque están acostumbradas a hacerlo", añade.

Enrique García, portavoz de la organización de consumidores OCU, afirma que están analizando a fondo las dos versiones para ver si tienen validez jurídica y cuál predomina sobre la otra. "Necesitamos ver si las explicaciones son razonadas y evaluar las responsabilidades que se pueden exigir a las empresas. El artículo 30 de la ley del sector eléctrico dice que el operador del sistema (REE) es el responsable de garantizar la continuidad y seguridad del suministro eléctrico, pero todavía lo estamos estudiando. Queremos hacer un análisis profundo porque estamos hablando del primer evento que ha afectado al 100% de la población", apunta García. También añade que no solo se pueden reclamar daños directos, como la indisponibilidad de electricidad, la rotura de aparatos o las pérdidas de la nevera, sino también daños morales, aunque ahí la interpretación es abierta.

Por su parte, Rubén Sánchez, portavoz de Facua, afirmó este martes en el programa Mañaneros 360 tras conocer el informe del Gobierno que "el número de horas sin luz tiene una indemnización establecida por ley, da igual que sea por este apagón o por otro distinto. Pero vamos a tener que esperar muchísimos meses a recibir la devolución del dinero, y en cualquier caso va a ser una minucia, porque es lo que establece la normativa".

Con la información que se conoce hasta ahora, el Gobierno subraya que Red Eléctrica es la principal responsable del apagón porque no programó las suficientes centrales de respaldo para garantizar la seguridad del sistema eléctrico español. También acusa a las grandes compañías de haber incumplido sus obligaciones como actores del sistema eléctrico, pues algunas plantas se desconectaron por seguridad antes de lo que permite la normativa y las 11 centrales de respaldo tampoco actuaron correctamente frenando los picos de tensión en la red. El operador del sistema, por su parte, confirma que esta segunda parte sucedió así y que las grandes eléctricas no cumplieron con su cometido, pero que los técnicos de REE sí programaron correctamente el sistema la mañana del 28 de abril.

En 2024, Iberdrola ganó más de 5.600 millones de euros. La mitad de esos beneficios provienen de su negocio en España. Sin embargo, quienes garantizan el suministro eléctrico día a día —técnicos, ingenieros, operarios, personal de soporte— apenas han visto una subida del 2,8% en cuatro años, frente a una inflación del 19,4%. Esta brecha no es solo injusta: es peligrosa.

¿Queremos tener a los técnicos que operan nuestras centrales nucleares cobrando sueldos congelados? ¿Queremos que los profesionales en ciberseguridad que protegen nuestras redes eléctricas estén mal pagados, desmotivados o en fuga hacia el sector privado extranjero? ¿Qué nivel de resiliencia puede ofrecer un sistema eléctrico en manos de fondos que solo buscan rentabilidad?

Porque Iberdrola ya no es una empresa nacional. Su mayor accionista es Qatar Investment Authority (8,7%), seguido por BlackRock (6,6%), Vanguard (4%) y otros fondos especulativos. Más del 70% del capital está en manos de inversores extranjeros que no tributan aquí, no emplean aquí y no responden ante la ciudadanía española

La presencia de estos fondos buitre en una infraestructura crítica es una amenaza a la soberanía energética. No se trata solo de dividendos: hablamos de seguridad nacional. La energía es esencial para hospitales, defensa, industria, comunicaciones y vida cotidiana. No puede depender de las decisiones de accionistas anónimos en Nueva York, Londres o Doha. 

Nacionalizar Iberdrola no es una consigna radical: es una respuesta necesaria. Significa recuperar el control sobre un bien esencial, invertir en talento técnico y profesional, garantizar precios justos y reinvertir beneficios en la transición ecológica del país. Porque la energía no es un negocio, es un derecho. Y porque un país que no controla su energía, no controla su futuro.

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Alberto García Fernández es socio de infoLibre.

Este miércoles, 28 de mayo, se cumple un mes del apagón que dejó sin luz durante horas a la España peninsular y Portugal, mientras continúan las investigaciones para tratar de encontrar la causa que llevó al cero energético, aunque han trascendido algunas certezas. "El sector eléctrico y la ciudadanía siguen sin tener una explicación oficial y detallada de lo sucedido", lamentan de hecho eléctricas como Iberdrola y Endesa, que en un comunicado junto al resto de las empresas que integran la patronal Aelec reclaman "mayor claridad, coherencia y transparencia" en la investigación, según recoge EFE.

Las eléctricas emitieron este martes un comunicado en el que defienden que los datos clave de un sistema eléctrico que pertenece a todos los ciudadanos no deberían ser confidenciales, sobre todo si, al mismo tiempo, se lanzan mensajes parciales en foros y medios de comunicación. Por ello, defienden que Red Eléctrica debería compartir la información con todos los agentes implicados y, "por el bien de una resolución óptima de los hechos, sería conveniente que dejara de emitir juicios públicos que sólo redundan en la confusión y la obstaculización del proceso hacia un análisis técnico objetivo".

La vicepresidenta tercera y ministra de Transición Ecológica, Sara Aagesen, ha defendido que el fallo de suministro no se debió ni a un problema de cobertura, ni de reserva, ni del mallado de las redes, y que el nivel de inercia del sistema eléctrico peninsular cumplía con las recomendaciones de la red de operadores europeos cuando se produjo el incidente. Los análisis continúan, pero desde el Gobierno han reiterado en varias comparecencias que se necesita tiempo para poder examinar los más de 750 millones de datos que se han recopilado entre los requeridos al operador del sistema y a otras compañías.

Este mismo miércoles, Aagesen ha reiterado que es "tajantemente" falso que el Gobierno estuviese realizando un experimento cuando se produjo el apagón del pasado 28 de abril que afectó a la España peninsular y a Portugal. "Insisto, niego, es falso, es tajantemente falso que el Gobierno estuviese realizando un experimento. Le animo a que aprenda cómo opera el sistema", ha dicho Aagesen en el Congreso ante la pregunta del diputado del grupo parlamentario popular, Miguel Tellado.

Tellado ha cuestionado a la ministra sobre si se siente responsable de algo y ha hecho referencia a la información publicada el pasado viernes por el medio británico The Telegraph. Aagesen ya aseguró la víspera en el Senado que la información publicada por dicho medio británico era falsa.

Respecto a las causas del apagón, Aagesen ha explicado que las instituciones comunitarias han dicho "alto y claro" que no señalan a las renovables. Asimismo, ha apuntado que los "verdaderos expertos dicen alto y claro, que suceden en todas las partes del mundo, incluso con 'mix' energéticos fósiles". 

Para investigar lo ocurrido, una vez restablecido el suministro eléctrico, se formó un comité de análisis con representantes de varios ministerios y de otros organismos, que ha ido trabajando en dos subgrupos. A esa investigación se suma la que está realizando la red europea de gestores de redes de transporte de electricidad (Entso-e), que tiene un plazo de seis meses para presentar un informe independiente, y la iniciada por la Comisión Nacional del Mercado y la Competencia (CNMC).

Además, la Audiencia Nacional ha extendido un mes más el secreto de sumario en la investigación sobre si el apagón pudo ser un acto de sabotaje informático en infraestructuras críticas españolas, algo que podría encajar en un delito de terrorismo.

La red de operadores europeos señaló hace unos días que "se observaron dos periodos de oscilaciones de potencia y de frecuencia en la zona síncrona de Europa continental". Aelec añadió que durante la mañana del 28 de abril la situación fue inestable y en los segundos anteriores al colapso se registraron valores de tensión en la red eléctrica por encima de los límites considerados como de emergencia.

Sin embargo, fuentes de Red Eléctrica señalan que es constatable que los valores de tensión antes del incidente no excedieron los admitidos por la normativa e inciden en que no se puede establecer una correlación con días previos, ya que responden a configuraciones diferentes del sistema eléctrico.

Este martes, Aelec ha insistido en pedir a Red Eléctrica que comparta los datos técnicos del incidente y que el análisis que se realice sea "abierto, riguroso y transparente". A su juicio, todos los implicados deben actuar con "responsabilidad y transparencia".

Iberdrola registró un beneficio neto de 2.004,4 millones de euros hasta marzo, un 27,4% menos que en el mismo periodo del ejercicio anterior, cuando los resultados se vieron impulsados por las plusvalías millonarias generadas por la venta de activos en México.

Según ha informado este miércoles la compañía española a la Comisión Nacional del Mercado de Valores (CNMV) y ha recogido EFE, su resultado bruto de explotación (ebitda) alcanzó los 4.643 millones de euros, un 20,7% menos en comparativa interanual, en tanto que su cifra de negocios subió un 1,5%, hasta los 12.864,7 millones de euros. No obstante, si se excluye la plusvalía de la desinversión de activos de generación térmica en el primer trimestre de 2024, el beneficio neto de Iberdrola crece un 26%, en tanto que el ebitda se eleva un 12%.

En el trimestre, la energética ha invertido 2.720 millones de euros, lo que supone un crecimiento del 14% respecto al mismo periodo del año anterior. EEUU y el Reino Unido han sido las principales áreas de destino, donde ha dirigido el 65% del total.

Las redes eléctricas han acaparado el 53% de la inversión, alcanzando los 1.432 millones de euros hasta marzo -un 18 % más-. Esto ha permitido que los activos regulados hayan subido un 14%, a 49.000 millones de euros tras integrar ENW, y que se haya elevado la previsión para el cierre del ejercicio hasta los 51.000 millones. En una nota de prensa, Iberdrola vincula este "esfuerzo" -que se ha saldado con un "récord de inversión" de 17.300 millones de euros en los últimos doce meses- a la evolución del ebitda.

Cerca del 50% del resultado operativo bruto procede de EEUU y el Reino Unido, con una subida de más de 20 puntos en un año, por las inversiones orgánicas y la integración de ENW, lo que ha compensado la caída del 17 % en el ebitda de Iberdrola España. Además, la energía distribuida por las redes de Iberdrola sigue en máximos por el aumento de la demanda en todos los países en los que opera esta actividad: España, Reino Unido, EE. UU. y Brasil.

La compañía tiene previsto, si la junta lo aprueba, el pago de un dividendo complementario de 0,404 euros por acción en julio, que se sumará al distribuido en enero de 0,231 euros brutos por título. El dividendo total con cargo al ejercicio fiscal 2024 se incrementará un 15% respecto al abonado por los resultados de 2023. A este importe se añadirán 0,005 euros por acción si el quórum de constitución de la junta alcanza el 70%.

Los precios de la energía se moderaron de manera drástica en 2024 tras los picos sin precedentes que dejaron 2022 y 2023, y aun así, las principales compañías del país cerraron su segundo mejor año del último lustro, solo superado por 2022. Iberdrola, Endesa, Naturgy, Repsol y Moeve (antigua Cepsa) ganaron 11.249 millones en 2024, un 5,4% más que el año anterior. Las eléctricas registraron una importante subida de los beneficios gracias al aumento de las ventas, mientras que la caída de los precios del gas y la menor rentabilidad del petróleo castigaron a las compañías de combustibles fósiles.

Iberdrola cerró su mejor año del histórico en 2024, mientras que Repsol y Moeve se despidieron de los años dorados (2022 y 2023) que dejó la crisis energética. El último lustro ha estado marcado por continuos vaivenes que han obligado a las compañías a diversificar su negocio hacia nuevos productos y países, y a elegir entre la electricidad y los combustibles renovables o su negocio tradicional. Echando la vista atrás, hacia los últimos cinco años, Iberdrola ha sido la mejor parada. Entre 2020 y 2024 ganó 22.250 millones, seguida de Repsol (8.350 millones), Endesa (8.209), Naturgy (6.420) y Moeve (350).

En lo que respecta al ejercicio de 2024, Iberdrola, la mayor eléctrica de España, cerró con un beneficio neto de 5.612 millones, superando su anterior récord de 2023, de 5.612 millones. Alcanzó este hito con la venta de centrales térmicas y porque logró vender la mayor cantidad de energía de su historia (238 TWh), y aumentó un 1,1% sus clientes en el mundo. En la península también incrementó un 8% su beneficio Ebitda gracias al incremento de la generación renovable y el menor uso de centrales de ciclo combinado de gas. Además, mejoró su negocio en Estados Unidos el de redes en Reino Unido y Brasil.

Endesa, la segunda eléctrica de España y la segunda gasista, también incrementó un 154% sus beneficios, de 951 millones en 2023 a 1.888 millones en 2024. El principal motivo es que hace dos años perdió un laudo contra Qatar Energy que obligó a la compañía a pagar más de 500 millones a la gasista. En su caso, Endesa perdió clientes (-2,9%) y ventas totales (-4,3%), pero se benefició de la caída de los precios del gas en el mercado internacional, que disminuyeron entre un 20% y un 30%, y de la mayor producción renovable, dos cambios que permitieron a la eléctrica aumentar los márgenes de beneficios en sus ventas.

Naturgy, la mayor gasista del país y la tercera eléctrica, ganó 1.901 millones en 2024, un 4,3% menos que en 2022. Según se lee en sus cuentas, la rebaja del precio del gas conllevó una caída de más del 30% en su negocio de gestión de la energía, que abarca la compraventa de gas y gas licuado, tras un 2023 especialmente bueno. También sufrió en su negocio de generación eléctrica (-10,5% de Ebitda) por el menor uso de los ciclos combinados en España por el auge de las renovables.

Por su parte, la primera petrolera de España, Repsol, se anotó el año pasado unas ganancias de 1.756 millones, un 45% por debajo del año anterior. Aunque los beneficios son grandes y estarán acompañados de dividendos récord, la cifra pone fin a dos años dorados de la compañía. Al igual que otras grandes petroleras, los márgenes del negocio de refino de Repsol, la principal fuente de ingresos de la compañía, cayeron el año pasado un 47%. La resaca de la pandemia se unió a la invasión de Ucrania, y las expectativas de un posible desabastecimiento de diesel y gasolina permitieron ampliar los márgenes de las compañías en 2022 y 2023. Pero el panorama internacional ha cambiado y cada vez hay más evidencias de en los próximos años sobrarán combustibles, lo que ha devuelto los márgenes a su estado natural.

Por último, las cuentas de Moeve, la segunda petrolera del país, muestran una mejoría tras ganar 92 millones en 2024, frente a las pérdidas de 233 millones del año anterior. La antigua Cepsa sufrió también una caída de su margen de refino del 30% respecto a 2023, pero durante el primer trimestre de 2024 el margen permaneció por encima incluso del año anterior (10,7 dólares por barril). A esto se sumó un incremento interanual de la fabricación de productos refinados del 2%. El Ebitda de la división de energía se disparó un 75% hasta los 1.453 millones de euros "gracias a un excepcional resultado de todas las divisiones", dice la compañía, y este hito permitió revertir las pérdidas del año anterior.

El debate interminable sobre el futuro de la nuclear en España ha regresado esta semana con más fuerza que nunca. Por primera vez, el presidente de la mayor eléctrica de España, Ignacio Sánchez Galán (Iberdrola). ha pedido abiertamente en el Foro de Davos "mantener encendidas" las centrales operativas "porque son absolutamente necesarias", una clara alusión a paralizar el calendario pactado entre el sector y el Gobierno en 2019 para apagar los siete reactores que funcionan en España. En su discurso, no obstante, obvió la principal exigencia del sector para mantener vivos los reactores: menos impuestos para poder competir con otras tecnologías.

El pacto sobre el apagón nuclear en España recoge que la primera en cerrar sería Almaraz I (Extremadura) en noviembre de 2027 y el resto se desconectarían en los siguientes años, hasta culminar el plan en 2035. Las presiones para posponer estas fechas llevan años manifestándose en forma de comunicados no oficiales del sector atómico. Foro Nuclear, la patronal que representa a Iberdrola, Endesa, Naturgy y EdP, las dueñas de las cinco centrales españolas, ha trasladado en numerosas ocasiones que los siete reactores que funcionan en el país pueden operar durante décadas con una serie de inversiones. Pero que para rentabilizar este gasto hace falta reducir "la presión fiscal asfixiante" que sufren. 

Las voces para reabrir el diálogo nuclear en España surgieron tras una movilización que tuvo lugar el sábado 18 de enero en Almaraz. Allí acudieron unas 7.000 personas para reclamar que se mantenga operativa la central. El Ministerio de Transición Ecológica emitió un comunicado ese día en el que recordó que la decisión de cerrar fue de las compañías: "No es una atribución de este Ejecutivo. Es una decisión empresarial". En todo caso, añadieron desde el ministerio, "ninguna de las empresas titulares de las centrales ha solicitado al MITECO la modificación de este calendario de cierre y lo pueden hacer cuando quieran porque la actividad de generación está liberalizada en España". 

En respuesta al Gobierno, Foro Nuclear lanzó otro comunicado el lunes siguiente argumentando que si no han pedido reformar ese calendario es porque pagan demasiados impuestos, y así es inviable funcionar a largo plazo. "La carga tributaria específica soportada por el parque nuclear se ha incrementado en ese periodo (desde 2019) un 70%, pasando de 16 €/MWh a 28 €/MWh, discriminando la generación nuclear frente a otras tecnologías y haciendo insostenible su viabilidad económica. Como hemos denunciado en numerosas ocasiones, varios de estos tributos son redundantes, con objetos y bases imponibles duplicados y en su mayoría no atienden a su finalidad".

Esta afirmación sobre que la fiscalidad ha aumentado proviene del cálculo que hizo la consultora PwC el año pasado. En un informe señaló que, prácticamente, todos los tributos del sector nuclear han subido en los últimos cinco años, desde que se acordó el cierre de las centrales. Según el documento de la consultora, producir electricidad en una central nuclear cuesta ahora 39,50 €/MWh, y si a esa cifra se suman los 28,22 €/MWh de fiscalidad (en 2019 eran 16,56 €/MWh de impuestos), la energía les sale demasiado cara (66,90 €/MWh) y no puede competir con otras fuentes de energía, como las renovables. Aunque obvian que durante cientos de horas del año la electricidad se vende a precios muy inferiores y las cuentas no saldrían incluso con una bajada de impuestos. Además, varios de estos tributos son compartidos con el resto de tecnologías que generan electricidad, de manera que no restan competitividad a la energía atómica.

Según el informe de PwC, la principal subida fiscal de los últimos cinco años ha sido la de la famosa tasa Enresa, que en 2024 provocó un enfrentamiento abierto entre las compañías y el Gobierno.

Esa tasa recolecta dinero por cada megavatio de energía generado por un reactor nuclear para costear el desmantelamiento de las centrales españolas, una operación que están obligadas a pagar las compañías y que valdrá unos 20.000 millones de euros. Como el Gobierno central no ha logrado encontrar un municipio que albergase un gran cementerio nuclear para todos los residuos de las cinco centrales —el plan original de 2019— decidió en diciembre de 2023 reestructurar el plan de desmantelamiento y construir siete cementerios temporales debajo de cada uno de los reactores actuales, un cambio que encareció el plan de cierre en unos 2.000 millones.

De esta manera, en junio de 2024 el Ministerio de Transición Ecológica anunció que la tasa Enresa pasaría de 6,69 €/MWh (la cifra pactada en 2019) a 10,36 €/MWh, una decisión que enfadó enormemente a los propietarios de los reactores y que Foro Nuclear ha recurrido al Supremo. En este contexto, no hay margen para reducir esta tasa para abaratar la tasa Enresa si se pretende cubrir todo el coste del cierre, aunque el sector defiende que si se extendiera el calendario, la tasa Enresa descendería por sí sola porque el coste total del desmantelamiento se amortizaría a lo largo de más años.

El segundo gravamen que más ha subido desde 2019, según los cálculos de PwC, es el impuesto sobre los ingresos obtenidos por la venta de energía eléctrica (IVPEE), creado por el PP de Mariano Rajoy en 2012. Habría pasado de 2,30 €/MWh a 4,85 €/MWh en 2024.

En realidad, el impuesto no ha variado y continúa gravando el 7% de los ingresos que tiene una compañía por la energía vendida. A diferencia de la tasa Enresa, también afecta al resto de tecnologías que generan electricidad, como las renovables o las centrales de ciclo combinado, así que no castiga la competitividad de la nuclear. En la década pasada el sector trató de tumbar el IVPEE alegando que era recaudatorio y que no buscaba proteger el medioambiente, como alegó en su día el Gobierno cuando lo creó, pero perdió la batalla judicial en el Tribunal Constitucional y después en el Tribunal de Justicia de la Unión Europea.

Estas dos figuras fiscales son el epicentro del conflicto nuclear en este momento. La queja del sector es que ambos impuestos se solapan porque gravan lo mismo, y como otras tecnologías de generación eléctrica no pagan ninguno de los dos, tienen una ventaja fiscal.

En 2012 el Gobierno de Rajoy creó el Impuesto producción combustible nuclear gastado, que en teoría grava el coste que tendrá durante las próximas décadas gestionar los residuos nucleares, dada la "incertidumbre" de que la tasa Enresa pueda cubrir el coste real del desmantelamiento de las centrales debido a la inflación. Esta tasa permanece congelada desde su creación (2.190 euros por kilogramo de metal pesado generado en los reactores), pero según PwC su coste para las nucleares ha crecido de 4,49 a 5,17 €/MWh en los últimos cinco años.

La patronal del sector, entonces Unesa, también llevó en 2013 este tributo a los tribunales, pero el caso se zanjó en 2019, cuando el Tribunal de Justicia de la UE declaró que era legal. Al igual que en los casos anteriores, sentenció que aunque su objetivo real fuese recaudatorio para compensar la deuda histórica del sistema eléctrico, es compatible con la normativa comunitaria.

Por su parte, las tres comunidades autónomas que acogen los siete reactores vivos en España, han ido introduciendo unas tasas autonómicas (llamadas Ecotasas) para compensar el impacto ambiental en la región de tener estas centrales. En 2010 lo hizo Extremadura (donde está Almaraz I y II), en 2013 la Comunitat Valenciana (Cofrentes), y en 2020 Cataluña (Ascó I y II, y Vandellós II). En este caso, desde 2019 ha crecido de 1,79 €/MWh de media a 4,77 €/MWh porque Cataluña introdujo la suya en 2020, y la situó muy por encima del resto, en 6,65 €/MWh, según PwC.

La consultora, en su estudio elaborado para las propietarias de las centrales, también calcula que otros tantos impuestos han subido en los últimos años, pero habría poco margen para meter mano sobre ellos porque pertenecen a diferentes administraciones. En conjunto, habrían subido de 1,29 a 3,07 €/MWh entre 2019 y 2024.

Entre ellos se encuentran el Impuesto de Bienes Inmuebles (IBI), el Impuesto de Actividades Económicas (IAE), la tasa para financiar el coste del Consejo de Seguridad Nuclear o los costes de vigilancia de las centrales de la Guardia Civil, entre otros.

El Partido Popular y Vox también han tratado de hacer suya la defensa de las nucleares, antes incluso de que las propias eléctricas lo hayan solicitado formalmente, de forma que en las próximas semanas esta batalla para renegociar el calendario nuclear llegará probablemente al Congreso.

El PP llevó en su programa electoral de 2023 la extensión de la vida útil de los reactores y en noviembre presentó una propuesta no de ley, pero ahora prepara una ofensiva a gran escala con una propuesta de ley que en teoría presentará en febrero. Feijóo estuvo el jueves 16 de enero en Cáceres para defender la central de Almaraz, el plato previo a la manifestación que se celebró el pasado fin de semana junto a la central. Además de numerosos políticos de PP y Vox, también asistió a la movilización el presidente de la Diputación de Badajoz, Miguel Ángel Gallardo, del PSOE.

Los municipios afectados por el futuro cierre nuclear también llevan años presionando para abortar este plan porque argumentan que perderán la principal fuente de ingresos municipal. Pedro Sánchez Yebra, presidente de la Asociación de Municipios en Áreas de Centrales Nucleares (Amac), calcula que se perderían unos 30.000 empleos con el apagón atómico, 10.000 de ellos directos. "Son el motor de nuestros municipios. Hay autónomos, pequeños comercios y empresas auxiliares que viven de ello", señala. Sánchez Yebra también es alcalde Yebra (Guadalajara) por el PP y trabaja con Naturgy en el sector nuclear.

Iberdrola ha presentado este jueves en Valencia el Proyecto Il.lumia, con el que invertirá 100 millones de euros parta la modificación de la red eléctrica afectada por la dana. La empresa ha destinado un equipo de 35 personas exclusivo para el proyecto, dividido a su vez en cinco áreas operativas y otras siete de soporte, que coordinan el trabajo de 1.000 operarios de empresas contratistas —el 60% de las empresas tienen implantación local y el 95% nacional—.

La gigante energética ya empezó a finales de 2024 a coordinar diferentes fases del proyecto, comenzando con la recuperación de la infraestructura de lata tensión de Catadau y Carlet. Ahora, ya cuenta con el material necesario para poder desarrollarlo, tanto en el apartado de centros de transformación y red de baja y media tensión, como en el de subestaciones. La previsión es alcanzar el 90% de la ejecución del proyecto en 2025 y finalizar a lo largo de 2026.

La idea principal para poder llevar a cabo la construcción de una red eléctrica de distribución, se incorporarán medidas de resiliencia a las infraestructuras que conllevan cambios de diseño en los activos y va a dotarlas de los últimos estándares de digitalización. Por otra parte, se tratará de incrementar el nivel de automatización de las instalaciones para así aumentar la calidad del suministro, además de soterrar las líneas eléctricas aéreas y elevar y compactar las subestaciones transformadoras.

Además, continúa en marcha el acuerdo entre la compañía y la Generalitat Valenciana, a través de la Conselleria de Innovación e Industria, por el que se está colaborando con la Federación Empresarial Metalúrgica Valenciana (FEMEVAL) para el envío de brigadas de instaladores eléctricos a los edificios y viviendas particulares afectados por la dana. Estas se encargan de la revisión y reparación de las instalaciones eléctricas de enlace y en la comprobación de los cuadros eléctricos, así como con las necesidades que puedan surgir a los diferentes ayuntamientos con la restauración del servicio al alumbrado público.

Los 100 millones de euros invertidos son adicionales al presupuesto previsto por la Comunitat Valenciana, que asciende a unos 230 millones anuales, de los cuales 130 corresponden a distribución.

Iberdrola ha inaugurado en Bretaña (Francia) el parque eólico de Saint-Brieuc, uno de los dos primeros del país. Con hasta 496 MW de capacidad y una producción anual de 2 millones de megavatios hora (MWh), suministrará energía segura, autóctona y libre de emisiones a cerca de un millón de personas de la región.

Con una inversión de 2.400 millones de euros, el proyecto comenzó a desarrollarse en el año 2012, aunque no ha entrado en plena operación hasta 2024, tras tres años de construcción. El parque está compuesto por 62 turbinas de 8 MW cada una, las más potentes instaladas en Francia hasta la fecha. 

Los trabajos de construcción han generado más de 1.700 empleos, de los que 500 son locales, y han contado con la participación de empresas punteras como Siemens-Gamesa, encargada de la fabricación de los aerogeneradores; el consorcio Navantia Windar, de las cimentaciones y piezas de transición; Haizea, de las torres; Prysmian, del cableado, o Van Oord, de la instalación. En total, han participado más de 150 compañías europeas, de las que 60 son españolas.

El parque de Saint Brieuc supone un fuerte impulso para la industria eólica marina en Francia. Para su construcción se han puesto en marcha una nueva fábrica de aerogeneradores en Le Havre y otra en Brest. Asimismo, ha demostrado las capacidades de Iberdrola en la tecnología eólica marina, tanto para encontrar soluciones técnicas a los retos que supuso la dureza del suelo marino, compuesto por roca basáltica, y las grandes mareas de la zona como para movilizar la cadena de suministro. 

Sobre la inauguración, el presidente de Iberdrola, Ignacio Galán, ha comentado que “sienta las bases del sector eólico marino en Francia y demuestra el potencial de esta tecnología para impulsar la autonomía energética, la competitividad y la reindustrialización de Europa, contribuyendo además a los objetivos climáticos, en línea con el informe Draghi”.

Saint Brieuc es el cuarto parque eólico marino en operación de Iberdrola, tras los de West of Duddon Sands y East Anglia One, en Reino Unido y el de Wikinger, en Alemania. Además, la compañía tiene otros cuatro parques en construcción: en 2025 entrarán en funcionamiento Baltic Eagle, en Alemania, y Vineyard Wind One, el primero a gran escala de los Estados Unidos; y, en 2026, se pondrán en operación East Anglia Three y Windanker.

La inversión en los parques operativos y en construcción supone ya 15.000 millones de euros. Además, en el último mes, Iberdrola se ha adjudicado dos nuevos proyectos: East Anglia Two, en el Reino Unido; y New England Wind 1, en el estado de Massachusetts (EE.UU.). Una vez concluidos, la inversión total del grupo en eólica marina superará los 25.000 millones de euros.

Además, de este nuevo parque eólico marino, Iberdrola opera once proyectos eólicos terrestres en Francia y cuenta con una cartera de proyectos eólicos y fotovoltaicos en distintas fases de desarrollo. La compañía tiene oficinas en París, Lyon, Nantes, Nancy, Burdeos, Limoges y Marsella, además de instalaciones de operación y mantenimiento para sus distintos activos.

El coche eléctrico continúa sin despegar en España, y la red de cargadores suele ser uno de los protagonistas del debate. Un nuevo estudio sobre los enchufes para vehículos en España arroja datos sobre un sector poco conocido, y revela que el sistema de recarga está fuertemente concentrado en cinco empresas que controlan el 81,3% del mercado, pese a que hay más de 80 operadores trabajando en el país. Iberdrola es la empresa líder del mercado español y controla el 33% de estos puntos, con datos hasta junio de 2024, y es el principal proveedor en 37 de las 50 provincias. Junto a ella destacan Endesa (15%), Repsol (15%), Wenea (10%) y Etnic (9%).

May López, profesora de OBS Business School y autora del informe, señala que este oligopolio provoca que recargar el coche en un punto público, como una gasolinera o un centro comercial, sea más caro que en otros países, haciendo menos atractivo el vehículo eléctrico. En concreto, muestra que en enero de 2024 —el último dato disponible en el comparador de la Comisión Europea— el precio de la recarga en España era un 56% superior a Portugal en electrolineras, y también estaba por encima de Francia, Reino Unido o Grecia, entre otros tantos. "Estos precios no tienen sentido en un país con un coste energético menor por las energías renovables", opina López. La experta es también portavoz de la Plataforma de Empresas por la Movilidad Sostenible.

Cuatro de las cinco empresas que dominan el mercado español de recarga son energéticas, y su tamaño y conocimiento del sector les han permitido expandirse rápidamente, pero también es clave su dominio de la infraestructura necesaria para crecer, que no tiene la competencia. Iberdrola y Endesa son las dos mayores eléctricas y controlan la red de distribución de más la mitad del país, mientras que Repsol tiene la mayor red de gasolineras. Juntos tienen el 63% de los 30.352 puntos de recarga públicos de España que había a cierre de 2023.

Además de copar el mercado, la fórmula de fidelización que utilizan las compañías ayuda a concentrar a los clientes y evitar que se vayan a la competencia. La inmensa mayoría de los cargadores de las ciudades o carreteras están ligados a la aplicación móvil de la marca que los ha instalado, y pagar con una aplicación de la competencia tiene un recargo sobre el precio, lo que automáticamente las expulsa. También son muy comunes las promociones dentro de las apps para atraer a nuevos conductores o los modelos de suscripción, en los que se paga una cuota mensual a cambio de recargas más baratas para fidelizar al cliente.

La Directiva europea de Infraestructura de Combustibles Alternativos, aprobada en 2023, corrige esta situación, pero a largo plazo. Recoge que en los cargadores públicos instalados desde el pasado abril no se podrá obligar al cliente a "firmar un contrato con el operador" para pagar. O lo que es lo mismo, cualquier conductor podrá visitar puntualmente una instalación y recargar su vehículo pagando con la tarjeta de crédito sin necesidad de descargarse una app. Los puntos de recarga instalados previamente a esa fecha no tendrán que modernizarse hasta enero de 2027, y solo aquellos con una potencia superior a 50kW, los llamados cargadores rápidos. Esta medida no impedirá que las energéticas sigan dando promociones a través de sus aplicaciones, como hacen ahora las gasolineras, pero ayudará a abrir el sector. 

Otro de los problemas que provocan la concentración del mercado es el retraso de varios años que tienen muchos puntos de recarga en poder instalarse desde que piden el permiso. Por una parte, hay una lentitud burocrática y algunos ayuntamientos llegan a tardar hasta un año en dar los permisos de instalación. Por otra, el instalador debe comunicar a la compañía eléctrica distribuidora la potencia de los cargadores que quiere operar, y esta contestar si hay capacidad o no para conectarlos a la red. En este punto, May López acusa a las grandes eléctricas de alargar los plazos para entorpecer la entrada de competidores en el mercado. "Iberdrola tiene los tres papeles: produce energía, la comercializa y es la distribuidora que da la información a su competencia. Es curioso que una empresa que no tiene el espacio físico para poner cargadores, como sí tiene Repsol o Cepsa, sea la número uno", acusa.

Cristian Quílez, responsable de Políticas Públicas Climáticas en Ecodes, cree sin embargo que el dominio de Iberdrola viene dado porque fue una de las primeras en entrar, por su tamaño y su papel en el mercado. "Parece que la compañía no solo ha apostado por la infraestructura en puntos interurbanos sino también urbanos y, además, es una distribuidora, con lo que el camino le es quizás más sencillo", afirma. Quílez también señala que el tiempo medio para instalar un cargador es de entre 24 y 48 meses, aunque el retraso lo relaciona con la complejidad burocrática, no con las trabas que puedan poner las distribuidoras a su competencia.

El informe también aborda otra de las polémicas más comunes en el debate de los coches eléctricos: la espera para recargar el vehículo. La autora desmiente que haya por ahora una escasez de cargadores, como algunos defensores del motor de combustión difunden en internet. "La red pública que hay en España es suficiente para abastecer la recarga de turismos porque el dato de uso medio es del 6,3%, están prácticamente vacíos siempre y hay un problema de información con esto", incide.

Xavier Cugat, experto en energías renovables, es dueño de un coche eléctrico y afirma que está acostumbrado a hacer viajes de hasta 3.000 kilómetros por España, y confirma que en la gran mayoría de puntos de recarga "no hay nadie cuando llegas ni nadie cuando te vas". "Solo hay algunos puntos de mucho tránsito que en fechas muy concretas pueden generar algún atasco, pero yo creo que la gran mayoría de puntos incluso dan pérdidas".

Según el portal de precios de la Comisión Europea, recargar en España el Tesla Model Y, el eléctrico más vendido, cuesta unos 51€/1.000km, más que en otros países del entorno. Sin embargo, los dueños de eléctricos suelen recargarlo en su casa, donde el coste de la energía es menor frente a otros países por el despliegue de las renovables. De esta manera, el usuario tampoco sufre la concentración del mercado de cargadores, ya que paga en función de su tarifa contratada.

Por ejemplo, Francisco Valverde, ingeniero y divulgador de energía, tiene en su casa un sistema de autoconsumo con paneles solares, y este fin de semana pagó 2,10€/1.000km de recarga. También calcula que una vivienda sin autoconsumo —que paga la luz a precio PVPC- habría recargado su turismo a 9,70€/1.000km, una quinta parte de lo que cuesta de media en puntos públicos. Estos precios varían en función de la semana del año, ya que el viento y el sol abaratan la energía.

Iberdrola registró un beneficio neto de 4.134 millones de euros en el primer semestre del año, lo que representa un incremento del 64% con respecto al mismo periodo del ejercicio anterior, impulsado por las plusvalías millonarias registradas con la venta de activos en México, informó la compañía, que ha decidido así volver a mejorar sus previsiones para un 2024 en el que apunta a unas nuevas ganancias récord.

El resultado bruto de explotación (Ebitda) reportado a cierre de junio se situó en los 9.613 millones de euros, con un crecimiento del 27% debido a esas plusvalías de México -que suponen una contribución de 1.717 millones de euros a nivel Ebitda y de 1.165,2 millones de euros al beneficio neto- y el mejor desempeño operativo, alcanzando cerca del 90% de producción libre de emisiones.

Excluyendo la plusvalía de México y la recuperación del déficit de tarifa del Reino Unido, el Ebitda recurrente de la energética crece un 9%, hasta los 7.897 millones de euros, impulsado por una generación renovable récord efecto de la mayor eólica marina y la contribución de la península Ibérica, así como por el crecimiento del negocio de redes en Reino Unido.

La cifra de negocios de Iberdrola en el periodo de enero a junio de este año ascendió a 22.637 millones de euros, con un descenso del 13,8% con respecto al mismo periodo de 2023.

Con estos resultados, la energética ha decidido acelerar en sus objetivos para el conjunto de 2024 y prevé un incremento de doble dígito en el beneficio neto, excluyendo plusvalías por rotación de activos, gracias a la aportación de las nuevas inversiones en redes, las revisiones de tarifas en los Estados Unidos, el Reino Unido y Brasil y los 1.600 megavatios (MW) renovables que tiene en construcción.

Las inversiones brutas en el semestre de la energética presidida por Ignacio Sánchez Galán alcanzaron la cifra récord de 5.276 millones de euros, con un incremento del 16,0%, en línea con el plan estratégico 2024-2026 de la compañía.

Por su parte, la deuda financiera neta ajustada de Iberdrola se situaba en 45.153 millones de euros, disminuyendo en 2.679 millones de euros respecto a diciembre 2023.

Los ratios financieros mejoran, alcanzando el FFO (fondos procedentes de las operaciones) ajustado sobre deuda neta ajustada el 25,0%, frente al 24,9% en junio 2023) y la deuda neta ajustada/Ebitda ajustado las 3,06 veces, frente a las 3,16 en junio 2023.

Iberdrola ha sufrido a principios de este mes de mayo un ciberataque que ha afectado a datos de más de 600.000 clientes de la eléctrica en España, según informa Europa Press.

En concreto, la energética detectó el pasado 7 de mayo un acceso no autorizado a las bases de datos de clientes ocasionado a través de un proveedor, informaron a Europa Press en fuentes de la compañía.

Iberdrola ha indicado que ha puesto en conocimiento este hecho "de forma inmediata" ante la Agencia de Protección y Datos y que ha cursado la pertinente denuncia ante las Fuerzas y Cuerpos de Seguridad del Estado. A la vez, ha remitido una comunicación a los clientes afectados informándoles del incidente.

Según adelantó Invertia-El Español, el incidente, que fue subsanado de forma inmediata, afectó a los siguientes datos: nombre, apellidos, número de DNI y datos de contacto. No obstante, no se accedió a datos bancarios.

La energética afirmó que, ante la ola de hackeos sin precedentes que han afectado a importantes empresas y entidades públicas y privadas en los últimos tiempos, "trabaja de forma continua para combatir estos ciberataques actuando siempre con total transparencia y colaborando con los organismos reguladores y supervisores".

A este respecto, señaló que la ciberseguridad es "una prioridad" para la compañía, "tal y como demuestra la continua y creciente dotación de recursos humanos y económicos".

"En los últimos años la inversión se ha visto robustecida con una financiación que se ha incrementado notablemente", añadieron las mismas fuentes, subrayando que cuentan con más de 400 profesionales en todo el mundo dedicados a ciberseguridad y que han efectuado "una gran inversión en procesos y sistemas avanzados, con el propósito de proteger nuestras infraestructuras, sistemas de información y los datos de nuestros clientes".

Este martes se conoció que Telefónica estaba "investigando la legitimidad de la información" que un usuario y potencial ciberdelincuente había publicado en un foro de hackers en internet en el que afirma haber conseguido los datos de 120.000 usuarios y empleados de la compañía española, los cuales habría puesto a la venta.

Asimismo, hace unas semanas, el Santander informó de un "acceso no autorizado" a una base de datos de la entidad financiera alojada en un proveedor que afectó a clientes de España, Chile y Uruguay, así como a todos los empleados y a algunos exempleados del grupo.

Iberdrola obtuvo un beneficio neto de 2.760 millones de euros en el primer trimestre del año, lo que representa un incremento del 85,8% con respecto a los 1.485 millones de euros del mismo periodo de 2023, impulsado por las plusvalías millonarias registradas con la venta de activos en México, informó la compañía y registró Europa Press.

En concreto, la operación de venta de activos en México, cerrada el pasado 26 de febrero, representó una contribución extraordinaria de 1.165 millones de euros en su beneficio neto, mientras que en 2023 tuvo un impacto positivo de 238 millones de euros por su recuperación del déficit en el negocio comercial del Reino Unido. Excluyendo estas partidas recurrentes, el beneficio neto de la energética creció un 28%.

Por su parte, el resultado bruto de explotación (Ebitda) se situó en los 5.857 millones de euros a cierre de marzo, un 44,1% más que en el mismo periodo del año pasado. Excluyendo la plusvalía de México y la recuperación del déficit de tarifa del Reino Unido, el Ebitda crece un 10%, hasta los 4.140 millones de euros, debido a la mejora de los márgenes y al récord alcanzado de producción renovable en los últimos 10 años en Iberia.

La cifra de negocios del grupo en el periodo de enero a marzo alcanzó los 12.678,5 millones de euros, lo que representa una caída del 18% frente al primer trimestre de 2023.

Estas cifras de la eléctrica se vieron impulsadas por unas inversiones brutas que en el trimestre alcanzaron la cifra de 2.382 millones de euros, un 36% más, con un crecimiento del negocio de redes del 27%, hasta los 1.213 millones de euros debido, principalmente, a los nuevos rate cases en Estados Unidos, Reino Unido y Brasil, distribuyéndose la inversión en un 60% en distribución y un 40% en transmisión.

Por su parte, la inversión en el negocio renovable se impulsaron más de un 50%, hasta los 994 millones de euros, de los que 366 millones de euros se dirigieron a la eólica marina (+70%).

Iberdrola registró también una importante mejora de la generación de caja, con la entrada de caja en el primer trimestre de, aproximadamente, 5.400 millones de euros procedentes de la transacción de México.

El flujo de caja operativo (FFO) reportado por la compañía creció un 5%, hasta los 3.145 millones de euros, y un 14% si se excluye el impacto del déficit de tarifa de Reino Unido registrado en el primer trimestre de 2023.

La deuda financiera neta ajustada de Iberdrola a cierre de marzo se sitúa en 44.998 millones de euros, disminuyendo un 5,9% respecto a diciembre de 2023 gracias al cobro por la venta de México.