Al cargar un teléfono móvil, el orden en que se conectan los componentes puede determinar la protección de la batería, el dispositivo y los accesorios contra fallos eléctricos y desgaste prematuro. El último elemento que debe conectarse es el cable al celular, y el primero, el cargador a la toma de corriente.

Seguir este procedimiento limita la exposición del equipo a picos de tensión y asegura mayor durabilidad de los componentes internos, según las recomendaciones técnicas.

Orden correcto de conexión para cargar el celular sin riesgos

La secuencia adecuada al cargar un teléfono móvil comienza con la conexión del cargador a la red eléctrica. Solo después de que el cargador esté energizado, se debe unir el cable al dispositivo.

Este procedimiento permite que la corriente eléctrica se estabilice dentro del cargador antes de alcanzar el teléfono, lo que disminuye la posibilidad de fluctuaciones o sobrecargas repentinas.

Conectar primero el cable al teléfono y después enchufar el cargador deja al dispositivo expuesto a los picos iniciales de energía que se producen durante el momento en que el cargador recibe la corriente. Esta exposición puede afectar negativamente el funcionamiento a largo plazo, acortando la vida útil tanto de la batería como de los cables de carga.

Problemas eléctricos y desgaste de cables al cargar un celular

El procedimiento incorrecto de conexión puede provocar la aparición de pequeñas chispas en los conectores cuando el cable se une al móvil si el cargador ya está energizado. Estas chispas surgen por la diferencia de potencial entre el cargador y el teléfono, y pueden favorecer la corrosión y oxidación, sobre todo en ambientes húmedos o con polvo.

En los cables tipo Lightning, este problema se manifiesta a menudo como ennegrecimiento en los conectores, lo que dificulta el proceso de carga y, en algunos casos, obliga al usuario a orientar el cable en posiciones específicas para lograr una conexión efectiva.

Por su parte, los cables USB-C también pueden deteriorarse si acumulan polvo en la cavidad y no se respeta la secuencia de conexión recomendada, contribuyendo al desgaste de mediano plazo.

Otra complicación potencial se relaciona con los picos de corriente, especialmente si el cargador presenta fallas o es de baja calidad. En esos casos, conectar el dispositivo antes de energizar el cargador puede exponerlo a sobrecargas inesperadas.

Pasos recomendados para prolongar la vida útil del celular y sus accesorios

El proceso ideal para cargar un teléfono móvil consta de pasos sencillos: primero se conecta el cargador a la toma de corriente, luego se une el cable al teléfono. Al finalizar la carga, el orden también importa: se debe retirar primero el cable del móvil y después desenchufar el cargador.

Esta secuencia interrumpe el flujo de energía de manera limpia y reduce la posibilidad de picos de tensión o chispazos que puedan dañar los circuitos internos.

El uso de cargadores originales o certificados es otra recomendación esencial, ya que los productos genéricos suelen presentar mayores fluctuaciones eléctricas y pueden aumentar la probabilidad de fallos tanto en la batería como en los cables.

También es conveniente evitar dejar el cargador enchufado cuando no se utiliza. Aunque los dispositivos modernos cuentan con sistemas de protección avanzados, los cargadores antiguos o dañados pueden sobrecalentarse y representar un riesgo innecesario.

Consejos para cuidar la batería y optimizar el proceso de carga del móvil

Para maximizar la vida útil de la batería del celular, se sugiere mantener el nivel de carga entre el 20% y el 80% y evitar alcanzar el 100% de manera constante. Dejar el dispositivo conectado durante toda la noche o prolongar la carga después de que la batería esté completa puede generar un exceso de calor y acelerar el desgaste del componente.

Los modelos actuales de teléfonos incorporan tecnologías de carga inteligente que adaptan el proceso según el uso y los hábitos del usuario, reduciendo el estrés en la batería y mejorando la durabilidad general del equipo.

Es preferible activar estas funciones si el dispositivo las incluye para aprovechar su capacidad de proteger los componentes internos frente a fluctuaciones y sobrecargas.

Desde la llegada de Javier Milei al gobierno, la política energética adoptó un mensaje directo: transparentar el precio real de la energía tras años de tarifas congeladas y altos subsidios. Durante mucho tiempo, los argentinos desconocieron el verdadero costo de servicios como el gas y la electricidad. A pesar de la recomposición tarifaria impulsada durante el último año, la brecha estructural del sistema eléctrico sigue vigente.

Actualmente, según un estudio elaborado por Regional Investment Consulting (Ricsa), un usuario residencial base con subsidio —es decir, un hogar representativo con consumo promedio dentro del bloque que recibe el beneficio a nivel nacional— paga en su factura solo el 32% del costo real de la electricidad. El 68% restante se financia con fondos públicos. Este porcentaje corresponde a un perfil tipo y puede variar según el nivel de consumo y la segmentación vigente en todo el país, ya que los usuarios que superan el bloque subsidiado o no cumplen ciertos requisitos afrontan una mayor proporción del costo real.

En abril de 2026, analizó el informe de Ricsa, el precio estacional alcanzó los $86.929 por megawatt-hora (MWh), un 36% más que un año atrás, pero el usuario residencial subsidiado abona solo $37.693 por MWh. Quienes no reciben subsidios pagan hasta $107.430 por MWh, cubriendo el 93% del valor total.

En esta línea, el Gobierno autorizó un nuevo aumento para las boletas de energía a partir de junio. Si bien en el interior del país depende de los entes reguladores provinciales, en el caso del AMBA, será de un 1,5 por ciento.

Crece el consumo eléctrico y se transforma la oferta

Según el estudio de Ricsa, la demanda eléctrica nacional mostró un fuerte crecimiento en abril: ascendió a 10.578 GWh, con una suba del 7,7% interanual, impulsada principalmente por temperaturas superiores al promedio histórico y un aumento generalizado en todas las regiones del país.

El segmento residencial cubierto explicó el 42% del consumo total. El crecimiento estuvo liderado por el Noreste, Litoral y Patagonia (hasta 17,2%), mientras el Gran Buenos Aires mostró un avance más moderado.

Por el lado de la oferta, el sistema debió reacomodarse ante una caída del 51,9% en la generación nuclear respecto a abril del año anterior, lo que dejó un hueco de 466 GWh que fue cubierto principalmente por más despacho térmico (+721 GWh) e hidráulico (+172 GWh), junto con un aumento de importaciones, que pasaron de 10 a 165 GWh.

Las energías renovables consolidaron su participación, aportando el 39,5% de la generación local. La energía solar lideró el crecimiento interanual con un salto del 20,8%, y la eólica superó su peso en potencia instalada, reflejando buenos factores de carga. En total, las renovables no convencionales, excluyendo la hidráulica mayor, cubrieron el 20,5% de la demanda del mes.

El informe subraya que, pese al ajuste tarifario y a los aumentos registrados, la brecha entre el costo real de la energía y el valor abonado por los usuarios residenciales subsidiados se mantiene prácticamente inalterada. El grueso del gasto en electricidad sigue siendo absorbido por el Estado, lo que preserva una estructura de subsidios que condiciona las cuentas públicas y la dinámica del sector eléctrico.

Nuevo esquema de ayuda estatal

Desde principios de año, rige en la Argentina un nuevo régimen de subsidios energéticos. Se trata del SEF, una normativa que entró en vigencia mediante el decreto 943/25. La nueva norma estableció un esquema de subsidios para la tarifa de gas natural, energía eléctrica y gas propano por redes, así como garrafas de 10 kilos, de manera que el beneficio se otorga a hogares que cumplan condiciones socioeconómicas y patrimoniales de vulnerabilidad.

Entre ellas: ingresos inferiores a tres Canastas Básicas Totales (alrededor de $4,3 millones), titulares de Certificado de Vivienda Familiar (ReNaBaP), veteranos de Malvinas o personas con Certificado Único de Discapacidad (CUD). El objetivo de la medida es, acorde al lineamiento del Ejecutivo, reducir el peso de los subsidios en las cuentas públicas y esclarecer el costo real de la energía en el país.

Actualmente, unos 8.731.765 hogares reciben el Subsidio Energético Focalizado (SEF) sobre un total de 16.472.523 usuarios de energía eléctrica, según los datos analizados por Infobae del Anexo de la respuesta a la Pregunta 314 del informe del jefe de Gabinete, Manuel Adorni, enviado el 29 de abril a la Cámara de Diputados. Esto implica que el 53% de los usuarios del país acceden a subsidios estatales en sus facturas de luz, con una tasa de 19.027 beneficiarios por cada 100.000 habitantes. En electricidad, la bonificación promedio es del 50% sobre un bloque de consumo determinado.

En tanto, según el Observatorio de Tarifas y Subsidios del Instituto Interdisciplinario de Economía Política (IIEP), los subsidios a la tarifa del agua, energía y transporte registraron en 2025 una caída real del 39% interanual. En paralelo, las tarifas que pagan los hogares acumularon un incremento del 594%. Esto refleja el impacto de los ajustes, aunque la brecha estructural entre lo abonado por el usuario y el costo real permanece.

El recibo de la luz del usuario medio con tarifa semirregulada, el PVPC, subirá en mayo hasta los 75,63 euros, lo que supone un incremento del 24% respecto a los 60,99 euros registrados en abril, según un análisis de Facua - Consumidores en Acción. La asociación calcula que el encarecimiento equivale a casi 15 euros más en un solo mes para un consumidor tipo con una potencia contratada de 4,4 kW y un consumo mensual de 366 kWh.

La subida se explica por dos factores: el aumento del precio de la energía, que añade 4,30 euros antes de impuestos, y el final de las rebajas fiscales aplicadas hasta ahora. El IVA vuelve al 21% y el Impuesto Especial de la Electricidad regresa al 5,11%, frente al 10% y el 0,5% que se habían aplicado desde que se aprobó el plan anticrisis del Gobierno.

Facua sostiene que, si esos tipos reducidos se hubieran mantenido, la factura de mayo habría sido de 65,73 euros, un 7,8% más que en abril, en lugar de subir un 24%. La diferencia se debe a que la normativa obliga a aplicar los impuestos vigentes en el momento en que se emite el recibo, aunque el consumo corresponda a un periodo anterior.

La factura sube también respecto al año pasado

En términos interanuales, el recibo se encarece un 8,5% respecto a mayo de 2025, cuando el usuario medio pagó 69,71 euros. La factura de este mes queda, además, por encima de las registradas en mayo de 2024, cuando fue de 60,76 euros, y de 2023, cuando se situó en 65,50 euros, aunque continúa lejos de los 120,68 euros de mayo de 2022, en plena crisis energética.

El precio medio del kilovatio hora consumido también ha aumentado respecto a hace un año. Según el análisis de Facua, en mayo se sitúa en 21,82 céntimos en horario punta, 14 céntimos en horario llano y 14,96 céntimos en horario valle. En comparación con mayo de 2025, el coste de la energía sube un 1,7% en punta, un 4,9% en llano y un 19,7% en valle.

La potencia contratada también vuelve a encarecerse tras el final de las rebajas fiscales. Facua calcula que pasa de los 2,87 euros vigentes durante el periodo de aplicación de las medidas del Gobierno a los 3,30 euros que mantenía desde enero, incluyendo cargos, peajes, margen de comercialización e impuestos.

Reclaman un IVA reducido permanente

La organización reclama al Ejecutivo que convierta en permanente un tipo reducido de IVA para la electricidad. Facua considera que no debería aplicarse el tipo más alto a un suministro esencial para los hogares y defiende que la pérdida de recaudación podría compensarse con un aumento de impuestos directos a quienes más ganan, sin afectar a servicios como la sanidad o la educación.

La asociación también pide sacar las energías nuclear e hidroeléctrica de la subasta marginalista diaria y someterlas a precios fijos a largo plazo fijados por el Gobierno. A su juicio, esta medida permitiría evitar los denominados “beneficios caídos del cielo”, derivados de un sistema en el que el precio de mercado lo marca la oferta más cara necesaria para cubrir la demanda.

Facua reclama además al Ministerio para la Transición Ecológica que impulse campañas para que más consumidores soliciten el bono social eléctrico. La organización sostiene que la mayoría de potenciales beneficiarios no lo pide porque desconoce su existencia, sus condiciones o cree que no tiene derecho a recibirlo.

También plantea medidas para que los hogares ajusten mejor la potencia contratada, ya que, según sus cálculos, los consumidores domésticos pagan cerca de 1.000 millones de euros de más al año por exceso de kilovatios en sus contratos.

Tres hombres resultaron heridos tras recibir una descarga eléctrica mientras realizaban labores que implicaron manipular cables de alta tensión en la colonia Santa Teresa, ubicada sobre la carretera a Tacachico, en Santa Ana Centro. La emergencia se registró durante las últimas horas y movilizó a equipos de rescate a la zona.

Tras una llamada de emergencia, socorristas acudieron rápidamente al lugar para prestar auxilio y trasladaron a los lesionados al Hospital San Juan de Dios, donde recibieron atención especializada. Los informes preliminares indican que el accidente ocurrió cuando los trabajadores manipularon de forma incorrecta los cables de alta tensión, lo que provocó una descarga que les causó lesiones de diversa gravedad. Personal de Cruz Azul y de la Ambulancia Municipal colaboró en las labores de rescate y traslado. Hasta el momento, las autoridades no han dado a conocer la identidad ni el estado de salud de los afectados.

Las investigaciones continúan para esclarecer las circunstancias exactas del incidente y verificar si se cumplieron los protocolos de seguridad necesarios en este tipo de trabajos. Por ahora, los equipos médicos mantienen bajo observación a los lesionados mientras se espera mayor información sobre su evolución.

Emergencias por descargas eléctricas en 2025

Solo en el último año El Salvador registró al menos tres accidentes similares que llamaron la atención de las autoridades, en Santa María, Usulután, un empleado municipal de aproximadamente 40 años falleció electrocutado al tocar uno de los cables primarios mientras realizaba labores de mantenimiento en el tendido eléctrico. Este caso se registró a finales de diciembre de 2025.

En Sonsonate, un trabajador de una empresa de telecomunicaciones, de unos 28 años, murió tras recibir una descarga eléctrica en la parte alta de un poste en el sector La Guacamaya. Las autoridades registraron este suceso en abril de 2025.

En la carretera Panamericana, cerca de Coatepeque, dos obreros perdieron la vida y otros resultaron gravemente heridos al hacer contacto accidentalmente con líneas de alta tensión mientras instalaban un tubo metálico cerca del cantón Palo Negro. Este hecho ocurrió en julio de 2025.

¿Qué le sucede al cuerpo durante una descarga eléctrica y qué hacer en estos casos?

El cuerpo humano puede experimentar desde dolor, cosquilleo y quemaduras superficiales hasta alteraciones severas en el ritmo cardíaco, arritmias o paro cardiaco tras una descarga eléctrica. El sistema nervioso también puede verse comprometido, provocando confusión, pérdida de la conciencia y dificultades para respirar. Las contracciones musculares intensas pueden mantener a la persona pegada a la fuente eléctrica, mientras que lesiones internas severas pueden aparecer aunque la piel solo muestre una pequeña quemadura.

En caso de emergencia, es fundamental no tocar a la víctima si sigue conectada a la fuente eléctrica. Primero se debe cortar lacorriente desde el interruptor general o usar un objeto seco y no conductor para separar a la persona. Después, hay que valorar si respira o tiene pulso y si es necesario, iniciar maniobras de reanimación cardiopulmonar.

Ante cualquier descarga eléctrica, se recomienda buscar atención médica, aunque la lesión aparente sea menor.

El orden en que se conectan los componentes al cargar un celular puede marcar la diferencia en la vida útil del dispositivo, la batería y los accesorios. Muchos usuarios se preguntan si deben enchufar primero el cargador a la corriente o conectar antes el cable al celular.

Pequeños detalles, como la presencia de chispas en los conectores o la posible corrosión, pueden surgir por un simple cambio en el procedimiento.

Por qué el orden de conexión sí importa al cargar el celular

El procedimiento correcto para conectar el celular a la carga comienza por el enchufe. Primero se debe conectar el cargador a la toma de corriente y recién después unir el cable al dispositivo.

Este método asegura que la electricidad fluya de forma estable hacia el cargador antes de llegar al móvil, minimizando los riesgos de picos de tensión y fluctuaciones eléctricas que pueden dañar la batería o los circuitos internos.

En cambio, si se conecta primero el cable al teléfono y luego el cargador a la corriente, el dispositivo queda expuesto a los picos iniciales de energía. Esta situación puede afectar el desempeño del equipo a largo plazo y acorta la vida útil tanto de la batería como de los cables.

Cuáles son los riesgos eléctricos y eñ desgaste de cables

La conexión desordenada puede dar lugar a chispas pequeñas cuando el cable entra en contacto con el móvil si el cargador ya está energizado. Este efecto, provocado por el voltaje positivo y negativo en los conectores, favorece la oxidación y la corrosión, especialmente en ambientes húmedos o con polvo.

En cables tipo Lightning, es común que los conectores se ennegrezcan, dificultando la carga e incluso obligando a orientar el cable en posiciones específicas para que funcione.

En los cables USB-C, la acumulación de polvo en la cavidad también puede provocar desgaste a mediano plazo si no se siguen las recomendaciones de conexión.

Otro riesgo está asociado a los picos de corriente: si el cargador tiene un fallo o es de baja calidad, conectar primero el dispositivo puede exponerlo a sobrecargas repentinas.

Cuál es el proceso ideal al cargar el celular

El método recomendado para cargar correctamente el móvil consta de pasos sencillos pero precisos. Primero se enchufa el cargador a la corriente, luego se conecta el cable al celular. De esta forma, se estabiliza el flujo eléctrico antes de que llegue al dispositivo, protegiendo tanto la batería como los componentes electrónicos sensibles.

Al finalizar la carga, el orden también es importante. Se debe desconectar primero el cable del celular y después retirar el cargador del enchufe. Esto interrumpe de manera limpia el flujo de energía hacia el teléfono y reduce los riesgos de picos de tensión o chispas, evitando daños en los componentes internos y alargando la vida útil del cable y el puerto de carga.

Más allá del orden, se recomienda usar siempre cargadores originales o certificados, ya que los genéricos pueden presentar fluctuaciones eléctricas más pronunciadas y aumentar el peligro de fallos.

Otro consejo clave es evitar dejar el cargador conectado a la corriente si no se utiliza, pues aunque los modelos modernos son seguros, un cargador viejo o dañado puede sobrecalentarse y suponer un riesgo innecesario.

Para prolongar la vida útil de la batería, conviene mantener la carga entre el 20 % y el 80 % y evitar cargar el móvil al 100 % de manera habitual. Dejar el celular conectado toda la noche, o mucho tiempo después de alcanzar la carga completa, puede generar calor excesivo y acelerar el desgaste de la batería.

Muchos celulares actuales incorporan tecnologías de carga inteligente que ajustan el proceso según los hábitos del usuario, reduciendo el estrés en la batería y mejorando su durabilidad. Siempre es preferible aprovechar estas funciones si el dispositivo las ofrece.

La transición energética y la instalación de renovables en España avanzan a muy buen ritmo, pero el sistema eléctrico no se está modernizando a la misma velocidad. Con decenas de gigavatios de energía solar y eólica instalados en los últimos años, la red genera cada vez más electricidad en momentos en que la demanda es baja y, al mismo tiempo, no siempre puede garantizar suministro cuando el viento no sopla o el cielo no está despejado.

La solución pasa por el almacenamiento a gran escala, y una de las tecnologías más maduras para lograrlo son las centrales hidroeléctricas reversibles, capaces de actuar como enormes baterías al bombear agua hacia un embalse superior en horas de excedente y turbinarla después cuando el sistema la necesita. Y ese es precisamente el papel que aspira a desempeñar Aguayo II, el proyecto de Repsol en Cantabria que hace pocos meses recibió un gran respaldo individual del último reparto de fondos europeos para infraestructuras energéticas.

180 millones europeos

La Comisión Europea seleccionó el pasado mes de enero el proyecto Aguayo II como el principal beneficiario del nuevo paquete de ayudas del mecanismo Conecta Europa (CEF, por sus siglas en inglés), con una asignación de 180 millones de euros. El reparto total de esa convocatoria alcanzó casi 650 millones de euros distribuidos entre 14 estructuras energéticas transfronterizas que la UE considera estratégicas para su seguridad de suministro y la integración de renovables.

El organismo comunitario justificó el respaldo en las características técnicas del diseño elegido por Repsol, especificando que se trata de una instalación completamente subterránea que no requiere ampliar los embalses existentes ni crear nuevas láminas de agua. Para Bruselas, esto convierte a Aguayo II en un modelo de almacenamiento que suma capacidad al sistema sin añadir impacto ambiental adicional, un argumento que pesa cada vez más en la evaluación de proyectos de infraestructura energética.

Y, además del respaldo financiero, Aguayo II figura en la lista de Proyectos de Interés Común y de Interés Mutuo (PCI/PMI) de la UE, una catalogación que facilita los trámites administrativos, abre el acceso a financiación preferente y refuerza la posición del proyecto ante las autoridades nacionales. Así, el espaldarazo de Bruselas debe leerse como un acelerador para una iniciativa que lleva años en tramitación.

¿Qué es y qué hará Aguayo II?

La central que se quiere ampliar existe desde hace varias décadas. La instalación de San Miguel de Aguayo, en el interior de Cantabria, ya opera como central hidroeléctrica reversible, con capacidad para bombear agua entre el embalse de Alsa y el embalse superior de Mediajo. Lo que Repsol plantea es una expansión, añadiendo 1.000 MW de nueva potencia para llevar la capacidad total hasta 1.400 MW mediante cuatro grupos reversibles de 250 MW cada uno.

En términos de almacenamiento, el proyecto prevé una capacidad diaria de 6 GWh, lo que sitúa a Aguayo II entre los desarrollos de bombeo reversible de mayor envergadura previstos en nuestro país. La compañía cifra la producción anual en 2.000 GWh, con una equivalencia de abastecimiento para más de 800.000 hogares.

Sin embargo, cabe destacar que una central de bombeo no genera energía neta, sino que su función es desplazar la energía en el tiempo. Aprovecha los excedentes de generación renovable, cuando la luz es barata y abundante, para bombear agua al embalse superior, y la turbina después, cuando la demanda sube y el sistema necesita potencia firme. Es, en esencia, un mecanismo de flexibilidad que hace más eficiente el conjunto de la red.

Una inversión de 900 millones

Repsol sitúa el coste total del proyecto en unos 900 millones de euros, lo que lo convierte en una de las mayores apuestas de inversión privada en Cantabria de las últimas décadas. La compañía asocia esa cifra a un efecto de arrastre sobre la economía local y regional, con más de 1.000 puestos de trabajo previstos durante la fase de construcción, además del impacto sobre la cadena de suministro industrial.

El calendario de ejecución apunta a una puesta en marcha hacia finales de 2030. La obra civil es subterránea, los equipos reversibles son de alta especialización y los plazos de tramitación en infraestructuras energéticas de esta escala raramente se acortan.

Además, Aguayo II no es una iniciativa reciente. En 2021, el Boletín Oficial del Estado (BOE) ya publicó la solicitud de autorización administrativa previa para la ampliación de la central y su infraestructura de evacuación. La selección europea de enero no marca el inicio del proceso, sino un punto de inflexión que le da nuevo impulso político y financiero. El siguiente paso será materializar ese respaldo en obra real: cerrar los acuerdos de subvención con Bruselas, obtener las autorizaciones administrativas pendientes y activar la contratación industrial.

La semana que transcurrió confirmó lo que se preveía, desde hace ya un tiempo, en el Senado: los pechos inflados, las “entrevistas” con perfume a gloria y la carga de videos con confites musicales -sólo por cumplir un trabajo- durante las sesiones extraordinarias se esfumaron o viraron hacia el uso del inminente mundial de fútbol. No es que el clima sea el inadecuado, ya que oficialismo y dialoguistas irán al recinto el jueves próximo y se aprobarán leyes -cada vez, con menos ganas-, pero la falta de reglas claras de parte de La Libertad Avanza -comanda Patricia Bullrich- y los constantes incumplimientos de la Casa Rosada comenzaron a limar el ambiente de la Cámara alta, mientras se acumulan iniciativas hostiles para aliados.

Una resumida cronología de las últimas semanas y jornadas: a la cómoda siesta de la reforma política -con frustradas operaciones desde Balcarce 50- se sumaron filosas críticas por la iniciativa de zonas frías que avaló Diputados. “Ya se sabía que estaba mal y había que cambiarla, pero Diputados nos dejó un quilombo y vamos a ser partícipes de un ‘tarifazo’ en un momento delicado”, sentenció un referente dialoguista.

El articulado vigente fue impulsado por Máximo Kirchner, durante el gobierno de su colega Alberto Fernández, y sirvió como una de las estocadas finales del mega descalabro energético que durante años fomentó el cristinismo; incluso, con el bolsillo del payaso ya reventado. Diputados hizo las cosas rápido, la administración central cerró con un puñado de gobernadores -curiosos guiños a zonas “cálidas”, lo que hace más delirante el debate- y, de esa manera, le pasó la pelota de titanio a la Cámara alta. Recién ahora se asoma, con mayor claridad y contundencia, el adiós a la diferencia nada menor entre el beneficio vigente sobre la boleta final, en comparación del que se haría sobre el costo de generación del gas, que es el ítem menos jugoso en comparación con la distribución.

“Nos mandaron a activar un palazo en las facturas, con el invierno que se asoma y quieren, en paralelo, que discutamos el etiquetado frontal de los alimentos. Uno trata de comprender, pero es cada vez más difícil”, reflexionó un aliado ante Infobae a mitad de la semana que termina. Pocos legisladores presentes. Otros, de viaje. Muchos despachos, en silencio y luces apagadas. Los olímpicos de las declaraciones no pudieron responder consultas básicas.

Encima, en las picardías pinceladas dentro de zonas frías -por caso, deudas-, la Nación expuso también a las provincias, con situaciones similares y la lupa direccionada hacia cómo se fondearon campañas electorales. Un puñado de parlamentarios conoce a la perfección ciertas historias. No sólo eso: se volvió a poner, en el foco de atención, el pisotón de mamut sobre fondos fiduciarios para defender, como sea, el superávit fiscal, el corazón del programa libertario. Será interesante el primer encuentro de comisión que haya para analizar este tema y oír, por ejemplo, a la ex secretaria de Energía Flavia Royón. Su gobernador, Gustavo Sáenz, vive en un “Cirque du Soleil” constante con la Casa Rosada.

“Después de la última reunión que tuvieron senadores con el ministro de Economía -Luis Caputo-, las promesas aún no se concretaron. En cambio, acá, no se le armó un solo lío al Gobierno. Ya van meses de esto, más obras que no reactivan o que dan de baja sin notificar previamente. Ni hablar de proyectos propios, ya que siempre se discuten los de ellos. Luego mandan más leyes y todo queda difuso", se quejó un experimentado legislador del interior del país.

En la agenda de la Cámara alta deben contemplarse otras normas, además de zonas frías y la reforma política: la reciente “Hojarasca” que votó Diputados, la derogación del etiquetado frontal, y la delicada de salud mental, entre otras. Para la sesión del jueves 4 -se estima que habrá Labor Parlamentaria el martes próximo- están en fila, en principio, un acuerdo con dos holdouts por USD 171 millones y la -fileteada- ley de inviolabilidad de la propiedad privada.

Bullrich ventila que aprobará todos los pliegos judiciales ya dictaminados. Dialoguistas esperan más propuestas judiciales desde el Ejecutivo, las respectivas audiencias públicas y no son pocos los que sugieren votar “todo junto”. “¿Durante más de dos años no mandaron nada y nos apuran?“, preguntaron desde una bancada.

En otro bloque, los términos fueron menos cariñosos: “Había un despacho con las firmas requeridas y nunca publicaron -como contó este medio la semana pasada- una orden del día. Lo frenó el presidente de Acuerdos -el libertario Juan Carlos Pagotto- y es anti reglamentario. Justo él, que se cree jurista y dilapida minutos para hablarle a la nada misma. Sin avisar, el Ejecutivo pide el retiro, obligado a pasar sí o sí por el recinto. Entonces, ¿quién tiene el poder de decisión ahora? Pensaba terminado lo del mando acá. Linda manera de llegar a la sesión del jueves“.

La Comisión Europea ha dado luz verde al plan antiapagones presentado por España, un mercado de capacidad para garantizar que el sistema eléctrico disponga de suficiente respaldo en momentos de escasez, que estará dotado de 9.000 millones de euros para los próximos diez años y que irá de la mano con el plan de avance hacia las energías renovables.

Tras conocerse la aprobación, el Ministerio para la Transición Ecológica y el Reto Demográfico ha comunicado su intención de aprobar la propuesta normativa de mercado de capacidad para el sistema eléctrico español en las próximas semanas. La titular de la cartera, Sara Aagesen, ha agradecido a Bruselas el “intenso trabajo” y ha adelantado que han avanzado con la tramitación en paralelo a las conversaciones con la Comisión.

Según recoge el plan español, este sistema permitirá remunerar mediante subastas a instalaciones de generación, almacenamiento y gestión de la demanda que se comprometan a estar disponibles en periodos de escasez para aportar respaldo al sistema eléctrico, representando además un refuerzo para reducir el riesgo de grandes apagones.

Este mecanismo consistirá en un estándar de fiabilidad previamente fijado, que determina el nivel de capacidad necesario para garantizar la seguridad adecuada del suministro y asegurar que la red pueda responder a la demanda, incluso en situaciones de elevada tensión o menor disponibilidad. Para conseguir este objetivo, Red Eléctrica retribuirá los recursos necesarios para cubrir las necesidades identificadas, ya sea mediante generación eléctrica, almacenamiento energético o reducción temporal de consumo.

“Este nuevo mecanismo ayudará a España a tener suficiente electricidad disponible durante momentos de carencia. Los proveedores de capacidad serán seleccionados a través de subastas competitivas para asegurar una competencia efectiva”, ha destacado el comisario de Economía, Valdis Dombrovskis, quien asumió el análisis de las ayudas españolas que deben superar el escrutinio europeo.

Un mecanismo dotado de 9.000 millones de euros

Según ha aclarado la Comisión Europea, este mecanismo estará en vigor durante diez años a partir de este mes y contará con una dotación estimada de unos 900 millones de euros anuales, aunque la cuantía final dependerá del resultado de cada una de las subastas. Bruselas ha destacado también que podrán participar tanto instalaciones ya existentes como nuevos proyectos de generación, almacenamiento o gestión, que competirán en procedimientos abiertos para prestar respaldo al sistema cuando sea necesario.

Entre los futuros pujadores figuran por ejemplo, centrales eléctricas, baterías u operadores capaces de reducir temporalmente su consumo en momentos de tensión para la red. La Comisión destaca asimismo que el mecanismo favorecerá el desarrollo de servicios de flexibilidad, especialmente el almacenamiento y la gestión de la demanda, tecnologías consideradas clave para facilitar la integración de las energías renovables en el sistema eléctrico.

Tras analizar la medida, la Comisión ha concluido que esta es “necesaria y adecuada” para sus objetivos y se ajusta a la normativa de electricidad de la UE. Bruselas considera además que su dotación es “proporcionada” y que el plan se alinea “con la mayoría de las mejores prácticas para los mecanismos de capacidad” recogidas en el Marco de Ayudas de Estado para la Industria Limpia (CISAF).

El diseño de este mecanismo prevé tres tipos de subastas, para cubrir tanto necesidades estructurales como situaciones puntuales de escasez. En concreto, se contempla una subasta principal, para adjudicar capacidad a medio y largo plazo; otra de ajuste anual, para responder a necesidades coyunturales; y otra transitoria, para garantizar la firmeza del sistema hasta la entrada en funcionamiento de los proyectos adjudicados en las convocatorias principales.

El transporte y las actividades recreativas, deportivas y culturales empujaron los precios al alza, al registrar caídas menores que las del mismo mes de 2025. En sentido contrario, el vestido y calzado, junto con los alimentos y bebidas no alcohólicas, actuaron como contrapeso. Estos últimos mantuvieron sus precios estables en mayo, frente al ascenso que habían experimentado un año antes. Sin embargo, su impacto no ha sido suficiente para evitar que el IPC registre su tercer mes consecutivo por encima del 3%, en medio del alza en los precios del petróleo, gas y electricidad derivado del conflicto bélico en Irán.

El Ministerio de Economía, Comercio y Empresa atribuyó el resultado al paquete de iniciativas aprobadas por el Gobierno como respuesta al ‘shock’ energético. “La inflación se mantuvo estable en mayo gracias a las medidas del Gobierno y al ‘escudo renovable’” señalan desde el departamento que dirige Carlos Cuerpo. Para Economía, la paridad del dato interanual confirma que el plan de respuesta oficial “está cumpliendo su objetivo principal: amortiguar el impacto del shock externo sobre la inflación y el poder adquisitivo de los hogares”.

El ministerio también subrayó que la apuesta por las energías renovables “sitúa a España en una posición de fortaleza para afrontar la volatilidad de los mercados energéticos”, con los precios de la electricidad contenidos y con una caída interanual registrada incluso en abril.

Qué medidas anticrisis siguen vigentes y cuáles se retiran

Pese a celebrar su eficacia para reducir la presión sobre los precios, el Gobierno ya anunció que desactivará a partir del 1 de junio la rebaja en el Impuesto Especial sobre la Electricidad y el IVA aplicable a electricidad, gas natural, briquetas, pellets y leña introducida como medida anticrisis el pasado 26 de marzo.

Las medidas sobre el Impuesto sobre el Valor de la Producción de la Energía Eléctrica, en cambio, se prolongarán hasta el 30 de junio. Las rebajas fiscales sobre los carburantes (tipos reducidos del Impuesto sobre Hidrocarburos, IVA al 10% sobre gasolinas, gasóleos y biocarburantes, y devolución parcial del gasóleo profesional) también permanecerán activas hasta esa fecha. Se mantienen además las ayudas a agricultores y transportistas, así como los descuentos reforzados del bono social eléctrico: 42,5% para consumidores vulnerables y 57,5% para los vulnerables severos.

El Gobierno seguirá monitorizando la evolución de los precios junto a los agentes sociales para decidir si alguna medida debe extenderse más allá del 30 de junio, suprimirse o sustituirse por otras nuevas.

Avance del 0,1% en los precios entre abril y mayo

En términos mensuales, el IPC subió un 0,1% respecto a abril, tres décimas menos que el mes anterior. Con este incremento, la inflación mensual encadena cuatro meses consecutivos de alzas. El IPC armonizado (IPCA), utilizado para comparar la evolución de los precios en España frente a países del entorno, subió una décima su tasa interanual, hasta el 3,6%, con una variación mensual también del 0,1%. La inflación subyacente del IPCA, por su parte, se estima en un 3,3% para mayo. El INE publicará los datos definitivos del IPC de mayo el próximo 12 de junio.

Elon Musk, fundador de Tesla y SpaceX, lanzó una advertencia que ha generado debate en los sectores tecnológico y energético: la inteligencia artificial y la popularización de los automóviles eléctricos podrían conducir a una crisis de suministro eléctrico a nivel global.

Durante su intervención en el evento Bosch Connected World, Musk afirmó que la acelerada expansión tecnológica está llevando la infraestructura energética al límite y que, si esta tendencia continúa, la próxima gran escasez mundial no será de agua, sino de electricidad.

Esta visión cobra relevancia en un panorama donde la capacidad de cómputo de la IA, la proliferación de centros de datos y el crecimiento del parque de vehículos eléctricos crean una presión inédita sobre las redes eléctricas. Musk sostiene que la demanda energética crecerá mucho más rápido que la capacidad de generación y distribución, lo que podría desencadenar apagones o restricciones en el acceso a la energía.

El cuello de botella energético: más allá de chips y semiconductores

Según el magnate sudafricano, el problema que antes se centraba en la escasez de chips y semiconductores está desplazándose hacia la infraestructura eléctrica. El auge de la IA requiere servidores y centros de datos que deben funcionar 24/7, consumiendo cantidades enormes de electricidad. Si a esto se suma la creciente demanda de energía por la recarga masiva de vehículos eléctricos, el sistema podría verse superado en pocos años.

El empresario advirtió que la combinación de automóviles eléctricos y sistemas de IA está generando una “demanda desmesurada de equipamiento eléctrico”. No se trata solo de producir más energía, sino de reforzar transformadores, redes de distribución y sistemas de generación para evitar colapsos en la red.

Otro aspecto crítico es la refrigeración de los centros de datos, que requiere grandes volúmenes de agua para evitar el sobrecalentamiento de servidores. Musk remarcó que el crecimiento de estos complejos tecnológicos no solo eleva el consumo eléctrico, también aumenta la presión sobre los recursos hídricos, especialmente en regiones donde el agua ya es escasa.

Datos que revelan la magnitud del desafío energético de la IA

De acuerdo con un estudio del Fondo Monetario Internacional (FMI), los centros de datos ya consumen cerca del 1,5% de toda la electricidad mundial, una cifra comparable al consumo total de países como el Reino Unido y mayor que el de Francia. El entrenamiento de un solo modelo avanzado de IA puede requerir tanta energía como la que utilizan decenas de miles de hogares en un año, y la operación global de estos sistemas multiplica exponencialmente los requerimientos.

Según la Agencia Internacional de Energía, mientras una consulta tradicional a Google Explorer demanda apenas 0,3 Wh, una interacción con ChatGPT puede llegar a 2,9 Wh, casi 10 veces más. La magnitud de consultas a sistemas de IA genera una carga energética significativa a escala global.

A pesar del alto consumo, algunos expertos señalan que la IA también tiene el potencial de optimizar el sistema eléctrico, mejorar la eficiencia y reducir las emisiones. Estudios recientes sugieren que la aplicación de IA podría contribuir a mitigar entre el 5% y el 10% de las emisiones de gases de efecto invernadero hacia 2030.

Sin embargo, el crecimiento acelerado del sector tecnológico impone un reto material: cada avance digital implica más electricidad, más agua y más materiales críticos para mantener la infraestructura.

La advertencia de Musk resalta la urgencia de invertir en nuevas fuentes de generación y en la modernización de las redes eléctricas. Empresas tecnológicas como Google, Microsoft y Amazon ya están apostando por energías renovables y sistemas inteligentes para atender la demanda futura, pero el desafío es global y exige cooperación entre gobiernos, empresas y sociedad.

El futuro de la tecnología, según Musk y varios analistas, dependerá de la capacidad para equilibrar innovación y sostenibilidad. Sin una infraestructura energética robusta y eficiente, el avance de la IA y los vehículos eléctricos podría verse limitado, o incluso provocar crisis de suministro que repercutan en toda la economía digital.

Sam Altman, director ejecutivo de OpenAI, visualiza un futuro donde la inteligencia artificial se integre en la vida diaria con la misma naturalidad que encender la luz o abrir el grifo. Según sus declaraciones en el U.S. Infrastructure Summit de BlackRock, la IA podría convertirse en un servicio que los usuarios contraten y paguen según su consumo, similar a lo que ocurre con la electricidad o el agua.

Esta comparación no solo define un modelo de negocio, sino que también plantea desafíos a escala industrial, económica y política.

Inteligencia artificial como servicio esencial en la vida cotidiana

Durante su intervención ante líderes del sector, Altman explicó su visión de una IA abundante, accesible y en constante abaratamiento, capaz de “inundar el mundo con inteligencia”. Esta frase resume la idea de que la inteligencia artificial dejaría de ser un producto exclusivo para convertirse en una utilidad universal, disponible en cualquier momento y lugar.

En la práctica, esto implicaría que los usuarios no adquirirían programas cerrados, sino que emplearían la IA cuando la necesitasen, pagando solo por el uso que hagan del servicio.

La propuesta de Altman va más allá de un simple cambio de modelo comercial. De acuerdo con una publicación de OpenAI de noviembre de 2025, la empresa sostiene que el acceso a sistemas de inteligencia artificial podría considerarse un servicio esencial, equiparable a la electricidad, el agua potable o incluso los alimentos.

El impacto de los centros de datos y el consumo energético

El sueño de una inteligencia artificial ubicua requiere una infraestructura física de dimensiones colosales. OpenAI, en enero de 2025, presentó el proyecto Stargate, que prevé una inversión de 500.000 millones de dólares en cuatro años para expandir su capacidad operativa.

Además, la empresa anunció junto a Oracle un acuerdo para añadir 4,5 gigavatios de capacidad eléctrica adicional en Estados Unidos. Sin embargo, convertir estos proyectos en realidad supone retos logísticos y energéticos de gran magnitud.

El consumo eléctrico de los centros de datos ya representa una fracción significativa de la demanda nacional. El Departamento de Energía de Estados Unidos estimó que, en 2023, los centros de datos consumieron alrededor del 4,4% de la electricidad del país.

Las previsiones indican que, para 2028, podrían absorber entre el 6,7% y el 12% del total. Estos datos muestran que la IA no se limita a ser una simple aplicación digital, sino que depende de instalaciones industriales que operan de manera continua, afectando directamente al sistema eléctrico y requiriendo inversiones constantes para sostener su crecimiento.

El papel de las administraciones públicas frente al avance de la IA

A medida que se consolida el modelo de la inteligencia artificial como servicio esencial, surgen interrogantes sobre el rol que deben asumir las instituciones públicas. En una entrevista con Tyler Cowen en noviembre de 2025, Sam Altman sugirió que, dada la escala económica que podría alcanzar la IA, el Gobierno podría convertirse en el “asegurador de último recurso”.

Por otra parte, Sarah Friar, directora financiera de OpenAI, mencionó la necesidad de apoyo público para facilitar la financiación de chips e infraestructuras, aunque la empresa posteriormente aclaró que no buscaba garantías federales específicas para sus centros de datos.

La intervención estatal se plantea como una posible solución para abaratar el coste de expansión y garantizar la accesibilidad del servicio. Este debate se intensifica cuando se presentan obstáculos inesperados en el desarrollo de proyectos, como ocurrió tras el anuncio de Stargate.

Pocos días después de la presentación, se supo que Oracle y OpenAI habían cancelado una ampliación planificada en Abilene, Texas, debido a problemas de financiación y a la variación en los requerimientos del proyecto.

La propuesta de tratar la inteligencia artificial como un servicio esencial trasciende el ámbito tecnológico. Plantea desafíos económicos por la magnitud de la inversión necesaria y por el impacto sobre la demanda energética. Desde el punto de vista político, obliga a repensar el papel del Estado en la supervisión, regulación y, posiblemente, en la financiación de la infraestructura necesaria para soportar este nuevo modelo.

Mediante una resolución publicada en Boletín Oficial, la Secretaría de Energía extendió para junio la bonificación del 25% extra sobre el consumo de gas natural y gas propano por redes que había implementado a principio de mes, y aplicó una medida similar sobre la electricidad.

De esta manera la normativa firmada por la secretaria María Carmen Tettamanti reiteró que el grupo a los cuales se extiende este beneficio se mantiene en los usuarios del Régimen de Subsidios Energéticos Focalizados (SEF), creado por el decreto 943/2025.

La decisión tomada por el organismo dependiente del Ministerio de Economía, se debe al “mayor consumo energético por las bajas temperaturas invernales del mes de junio, se produce un incremento significativo en la demanda residencial de electricidad, gas natural y gas propano indiluido por redes”, como lo explica en el texto de la resolución 121/2026.

En tanto, fijó una reducción adicional para el mismo mes del 11,97% sobre un consumo base de 300 kilovatios hora (kWh) mensuales para usuarios residenciales del SEF “con la intención de morigerar el impacto tarifario”, explicaron.

El esquema de subsidios fue implementado en diciembre a través del decreto 943/25 y alcanzaba a la tarifa de gas natural, energía eléctrica, gas propano por redes y garrafas de 10 kilos para hogares que cumplan determinadas condiciones socioeconómicas y patrimoniales de vulnerabilidad. Mientras que a través de la resolución 111/2026, avanzaron con el 25% extra.

Dentro del mismo texto se determinaron las bonificaciones generales a aplicar al Precio Estacional (PEST) de la electricidad, al Precio Anual Uniforme del gas natural (PAU) y al precio del gas propano utilizado habitualmente en garrafas domésticas “a trasladar a las tarifas finales de los beneficiarios, por los consumos base que realicen a partir de la entrada en vigencia del régimen de SEF”.

La norma también alcanza a Entidades de Bien Público, Clubes de Barrio y de Pueblo, y otras categorías de usuarios sin fines de lucro, en los términos de las Leyes 27.098 y 27.218, quienes reciben las bonificaciones sobre la totalidad de su consumo.

La implementación de las nuevas alícuotas quedó a cargo del Ente Nacional Regulador del Gas y la Electricidad, organismo que en mayo de 2026 conformó su Directorio mediante el Decreto 318. El mismo deberá reflejar los cambios en los cuadros tarifarios y los mecanismos de facturación, y notificar a las distribuidoras y licenciatarias del servicio público de gas y electricidad en todo el país. También se instruyó la notificación a la Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico S.A. (CAMMESA), a los entes reguladores provinciales y a las cooperativas eléctricas, entre otros organismos.

Cómo funciona el SEF

Para acceder al beneficio estatal, se debe acreditar que los ingresos del hogar no superan tres Canastas Básicas Totales ($4,3 millones, según los últimos datos del Indec). También pueden sumarse quienes cuenten con Certificado de Vivienda Familiar (ReNaBaP), veteranos de Malvinas o titulares de Certificado Único de Discapacidad (CUD).

La norma prevé que los hogares registrados bajo este criterio junto a los clubes de barrio, clubes de pueblo y entidades sin fines de lucro, accedan a una reducción conjunta del 75% en sus consumos base de gas natural y propano por redes.

Con este esquema, el Gobierno apuntó a reducir la masa de subsidios destinados a los servicios públicos. Según el Observatorio de Tarifas y Subsidios del Instituto Interdisciplinario de Economía Política (IIEP), dependiente de la UBA y el Conicet, los subsidios al agua, la energía y el transporte registraron en 2025 una caída real del 39% interanual, mientras las tarifas residenciales acumularon un alza del 594%.

El régimen SEF reemplazó la segmentación anterior —categorías N1, N2 y N3, que abarcaban cerca del 60% de los hogares— por la categoría de usuarios “vulnerables”. Quedaron excluidos quienes superen las tres Canastas Básicas Totales o acrediten patrimonio incompatible con el beneficio.

La presencia de bolas naranjas en los cables de alta tensión suele llamar la atención de quienes transitan por rutas o zonas abiertas. Muchos suponen que tienen alguna función eléctrica, pero en realidad su objetivo es completamente distinto. Estas esferas, conocidas como bolas marcadoras de aviación o marcadores esféricos, actúan como señales de advertencia para los pilotos de aeronaves.

Según explica un especialista citado por Popular Science, la razón de ser de estos marcadores es ayudar a que aviones y helicópteros detecten los cables a tiempo, especialmente cuando vuelan a baja altura o en condiciones de visibilidad reducida. De este modo, se previenen accidentes que podrían tener consecuencias graves tanto para las personas a bordo como para quienes se encuentran en tierra.

Razón del color y variaciones

El color naranja de estas bolas responde a criterios estrictos de visibilidad. Esta tonalidad destaca claramente frente a los colores habituales del entorno natural, como el azul del cielo, el verde de los árboles o el gris de las nubes. Por su alta visibilidad, el naranja suele ser la opción preferida en la mayoría de los casos.

En algunos lugares, también es posible encontrar bolas rojas, blancas o incluso con franjas. El naranja continúa siendo el color más frecuente porque se adapta mejor a diversas condiciones de luz. Las normas de seguridad aérea determinan qué colores deben utilizarse para que los pilotos identifiquen rápidamente los riesgos y actúen en consecuencia.

Tamaño, peso y materiales de las bolas

A simple vista, estas esferas pueden parecer juguetes gigantes desde el suelo, pero en realidad tienen dimensiones considerables. La mayoría mide entre 0,6 y un metro de diámetro, similar a una pelota de playa grande, lo que facilita su visibilidad desde lejos y desde el aire.

El peso de cada bola oscila entre cuatro kilos y medio y 11 kilogramos, equivalente al de una mochila escolar llena. Están fabricadas con materiales resistentes como plástico reforzado o fibra de vidrio, lo que les permite soportar años de exposición a la intemperie sin deteriorarse. Además, su composición aislante evita cualquier riesgo de conducción eléctrica.

Proceso de instalación y mantenimiento

La tarea de instalar estas bolas requiere equipos especializados y medidas de seguridad estrictas. En muchos casos, las cuadrillas encargadas trabajan desde helicópteros y manipulan los cables mientras siguen activos, lo que exige una planificación y precisión.

Cada bola se compone de dos mitades que se ajustan y fijan firmemente alrededor del cable mediante pernos. Una vez colocadas, pueden permanecer en servicio entre 10 y 15 años, dependiendo del clima y la exposición. Las empresas eléctricas las inspeccionan periódicamente para verificar que no presenten grietas ni pérdida de color.

Ubicación y criterios para la instalación de las bolas

No todas las líneas eléctricas requieren la instalación de estos marcadores. Las bolas naranjas se colocan principalmente en zonas donde existe riesgo de vuelos a baja altura, como ríos, valles, cercanías de aeropuertos o rutas de helicópteros. En áreas urbanas, suelen estar ausentes por la menor altura de los cables.

La decisión de instalar estos marcadores responde a criterios de seguridad establecidos por las autoridades aeronáuticas y las empresas proveedoras de energía. Así, se priorizan los lugares donde la visibilidad de las líneas es fundamental para evitar accidentes aéreos.

Características y funciones de los cables de alta tensión

Las líneas de alta tensión funcionan como autopistas eléctricas, transportando energía desde las centrales hasta los puntos de consumo. Los cables se sostienen en torres metálicas o postes de madera de gran altura, a menudo equivalentes a un edificio de 15 pisos, para garantizar la seguridad en superficie.

En estos sistemas, es común ver tres cables gruesos principales y un cable adicional más delgado en la parte superior, llamado cable de protección. Este último actúa como pararrayos, desviando la descarga hacia el suelo y protegiendo el sistema frente a tormentas. La distribución entre varios cables permite trasladar más energía de manera eficiente y con menor pérdida.

“Un éxito absoluto resultó la licitación de baterías para almacenamiento de energía que realizó Cammesa por instrucción de la Secretaría de Energía de la Nación”, posteó en X el ministro de Economía, Luis Caputo.

Según detalló, se presentaron 235 proyectos por 8.335 MW, más de 10 veces la potencia de almacenamiento que se licitó de 700MW.

“Además, los proyectos cubrieron todas las regiones del país donde se podía licitar. Esta iniciativa, junto con otra similar realizada en el AMBA el año pasado, mejoran la confiabilidad de la red y dan respuesta a los picos de consumo, sobre todo en el verano”, aseguró Caputo.

Es otra de las licitaciones que lanzó el Gobierno para contratar baterías grandes que funcionará en varios puntos del país y cuyo objetivo es reforzar el suministro de energía eléctrica e intentar evitar cortes en los meses de más demanda.

Desde el Gobierno, agregaron que las ofertas fueron de 37 empresas nacionales e internacionales: “Este resultado muestra el fuerte interés del sector privado por invertir en infraestructura energética en la Argentina, y refleja la confianza en los lineamientos definidos para el desarrollo del sector”.

Entre esas empresas se destacaron MSU Green Energy, Pampa Energía, Genneia, Central Puerto, YPF, Coral, Aluar, AES, 360 Energy Solar, Capex y Unitec Bio, entre otras.

Ahora, la Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico Sociedad Anónima (Cammesa) evaluará las ofertas y el 16 de junio se publicarán los resultados, previo a la apertura de las ofertas económicas, prevista para el 24 del mismo mes. “Se espera que los primeros días de julio, se realice la adjudicación de las ofertas, que en esta primera etapa tendrían una inversión estimada de 700 millones de dólares, teniendo en cuenta el objetivo de 700 MW”.

Además, se mencionó que la licitación se apoyó en el antecedente de Almacenamiento en Gran Buenos Aires (ALMA-GBA), la primera iniciativa a gran escala en en el país. En ese proceso, el Gobierno Nacional adjudicó 713 MW de almacenamiento en nodos críticos del AMBA, superando en más del 40% el objetivo inicial, con una inversión estimada superior a USD 540 millones. Actualmente se están realizando las obras necesarias para su puesta en marcha.

“Esta licitación es una medida más en el marco del plan que el Gobierno Nacional viene llevando adelante desde 2024 para aliviar el sistema eléctrico, reducir interrupciones y lograr que los usuarios cuenten cada vez con un mejor servicio, luego de dos décadas en las que no se realizaron las inversiones necesarias para acompañar el crecimiento de la demanda y modernizar la infraestructura”, dijo el comunicado oficial.

En el AMBA

El año pasado, el Gobierno adjudicó los contratos del proceso licitatorio “Alma-GBA”, con una inversión prevista de más de 540 millones.

“El objetivo es garantizar un suministro eléctrico más confiable y eficiente, especialmente durante los picos de demanda”, habían precisado desde la cartera de Energía, conducida por María Tettamanti.

En total, en ese momento, se adjudicaron 667 MW de capacidad de almacenamiento, superando ampliamente el objetivo inicial de 500 MW. “Este resultado se alcanzó gracias al alto interés del sector privado y la competitividad de las ofertas recibidas, lo que permitió adicionar 150 MW a la potencia prevista originalmente”, se explicó.

España se ha convertido en uno de los países europeos donde el cambio climático tiene un mayor impacto directo sobre la economía doméstica. Un estudio de la firma DataPulse Research sitúa al país entre los cinco más vulnerables de Europa junto a Italia, Grecia, Malta y Chipre por una combinación de factores que agrava el coste del calor extremo: veranos cada vez más intensos, salarios inferiores a la media europea y un acceso todavía limitado a sistemas de refrigeración en los hogares.

La métrica que utiliza el informe no se centra únicamente en la temperatura, sino en la capacidad real de las familias para adaptarse al calor. El estudio analiza factores variables como el aumento de las olas de calor, el precio de la electricidad y el nivel de ingresos. El resultado refleja cuánto pesa económicamente protegerse del calor en cada país europeo.

En el caso de España, esa presión crece año tras año. Según los últimos datos del INE, la renta mediana por persona se sitúa en 19.250 euros netos anuales, claramente por debajo de la media europea. Esa diferencia limita la capacidad de muchos hogares para asumir un gasto energético que cada verano se vuelve más necesario.

España duplica las olas de calor en cuatro décadas

Las olas de calor en España se han duplicado en apenas cuarenta años. Entre 1980 y 2000 se registraban entre 10 y 12 episodios por década, mientras que entre 2010 y 2020 la cifra ascendió a 24, según datos de la Agencia Estatal de Meteorología (AEMET). La agencia calcula que la temperatura media anual en España aumentó 1,57 grados centígrados entre 1961 y 2023. Además, solo durante el verano de 2025, las olas de calor provocaron más de 3.600 muertes en el país.

La situación se agrava por la limitada implantación de sistemas de refrigeración en el parque residencial español. Según un estudio de Idealista publicado en 2024, únicamente el 41% de las viviendas en España dispone de aire acondicionado, aunque el cambio climático ha transformado los sistemas de refrigeración en un gasto prácticamente imprescindible para millones de familias.

El calor extremo golpea más a los países con salarios bajos

El estudio subraya que el sur de Europa soporta una doble presión: temperaturas más elevadas y salarios inferiores a los del norte del continente. Mientras Luxemburgo registró salarios medios cercanos a los 50.000 euros en 2024 y Noruega superó los 40.000 euros, España apenas rozó los 20.000 euros anuales, por debajo de la media europea de 23.800 euros, según Eurostat. La vulnerabilidad aumenta cuando esa menor renta se combina con el coste energético. Aunque España no tiene la electricidad más cara de Europa, el peso relativo de la factura sobre los ingresos familiares sigue siendo elevado.

Alemania lidera el precio de la electricidad en Europa con 39,4 céntimos por kilovatio hora (kWh), seguida de Dinamarca con 37,6 céntimos. España se sitúa alrededor de los 24 céntimos por kWh, ligeramente por debajo de la media europea registrada por Eurostat en el segundo semestre de 2024.

Sin embargo, el informe destaca que el problema no es únicamente cuánto cuesta la electricidad, sino cuánto representa respecto al salario disponible. En Alemania, los ingresos están un 16,4% por encima de la media europea, lo que amortigua parcialmente el impacto energético. En España ocurre lo contrario: salarios más bajos reducen la capacidad de adaptación frente al calor extremo de los últimos años.

La Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia (CNMC) ha abierto una investigación sobre posibles prácticas anticompetitivas en el sector energético español que podrían suponer un grave abuso de posición dominante.

El organismo regulador sospecha que una empresa del sector habría aplicado precios excesivos y restringido el acceso a infraestructuras energéticas clave, unas conductas que podrían vulnerar tanto la legislación española como la normativa europea de competencia.

La investigación se encuentra en una fase preliminar, aunque ya ha dado un paso significativo: entre los días 18 y 21 de mayo de 2026, inspectores de la CNMC realizaron una inspección en la sede de una compañía energética cuya identidad no ha sido revelada oficialmente.

La actuación forma parte de una información reservada abierta tras una investigación preliminar iniciada de oficio por la Dirección de Competencia del organismo presidido por Cani Fernández.

Sospechas de abuso de posición dominante

Según ha explicado la CNMC en un comunicado, las conductas investigadas consistirían en la aplicación de precios excesivos y en la negativa de acceso a determinadas infraestructuras energéticas.

De confirmarse, estas prácticas podrían constituir una infracción grave del artículo 2 de la Ley de Defensa de la Competencia y del artículo 102 del Tratado de Funcionamiento de la Unión Europea, que prohíben el abuso de posición dominante por parte de empresas con capacidad para alterar el funcionamiento del mercado.

La CNMC recuerda que este tipo de comportamientos pueden perjudicar seriamente tanto a la competencia como a consumidores y empresas, especialmente en un sector estratégico como el energético.

Inspecciones sorpresa y posible expediente sancionador

El regulador ha querido subrayar que las inspecciones realizadas no implican todavía culpabilidad alguna por parte de la empresa investigada. Se trata, recalca, de una actuación habitual dentro de las primeras fases de una investigación de competencia.

“El resultado de las inspecciones no prejuzga ni el desenlace del procedimiento ni la existencia de una infracción”, señala el organismo.

No obstante, si durante el análisis de la documentación y de la información recabada se detectan indicios suficientes de prácticas prohibidas, la CNMC podría abrir formalmente un expediente sancionador contra la compañía.

En ese caso, las consecuencias económicas podrían ser relevantes. La legislación española contempla multas de hasta el 10% del volumen de negocio total de las empresas infractoras correspondiente al ejercicio anterior a la sanción.

El sector energético, bajo vigilancia

La investigación llega en un momento especialmente sensible para el mercado energético español y europeo, marcado por la volatilidad de los precios, la presión sobre las infraestructuras y el debate sobre el papel de las grandes compañías energéticas.

En los últimos años, organismos nacionales y europeos han intensificado la vigilancia sobre posibles conductas que puedan limitar la competencia o perjudicar a consumidores y empresas.

La CNMC tiene entre sus funciones garantizar el correcto funcionamiento de mercados estratégicos como el energético, supervisando posibles abusos derivados de posiciones dominantes o restricciones de acceso a infraestructuras esenciales.

Aunque por el momento no se ha hecho público el nombre de la empresa investigada, la noticia ha generado expectación en el sector, donde las posibles sanciones por prácticas anticompetitivas pueden alcanzar cifras multimillonarias.

La Cámara de Comercio, Industrias y Agricultura de Panamá (CCIAP) expresó su respaldo al Gobierno Nacional en la posición asumida frente al diferendo comercial con Costa Rica y pidió que la relación bilateral se desarrolle bajo principios de respeto, reciprocidad, equilibrio y reglas claras, en momentos en que la disputa entre ambos países escaló del plano comercial al energético.

El gremio empresarial sostuvo que Panamá tiene derecho a defender sus intereses nacionales, respaldar a sus sectores productivos y utilizar los mecanismos legales, diplomáticos y comerciales disponibles para sostener su posición.

La CCIAP advirtió que, ante el aumento del tono en la discusión pública y los recientes pronunciamientos desde Costa Rica, es necesario mantener la serenidad institucional sin renunciar a la firmeza que exige una posición legítima de país.

La Cámara insistió en que las diferencias comerciales entre países vecinos deben resolverse mediante el diálogo y los mecanismos establecidos, no a través de discursos altisonantes ni presiones públicas que dificulten una salida sostenible. El presidente del gremio, Aurelio Barría Pino, afirmó que el diálogo es el camino deseable, pero debe darse en un marco de respeto mutuo y sin elevar innecesariamente la tensión.

La postura empresarial se produce luego de que el presidente José Raúl Mulino anunciara que Panamá no autorizará, por ahora, nuevas ventas de energía eléctrica a Costa Rica. El mandatario explicó que la decisión forma parte de la respuesta panameña ante un conflicto comercial que, según su gobierno, se arrastra desde hace años por restricciones aplicadas a productos nacionales.

Mulino sostuvo que su deber es proteger a los productores panameños y cuestionó el manejo público que Costa Rica ha dado al diferendo. El presidente panameño ha insistido en que su administración mantiene disposición al diálogo, pero bajo condiciones de reciprocidad y respeto, especialmente después de que autoridades costarricenses elevaran el tema a instancias diplomáticas e internacionales.

El conflicto comercial involucra principalmente restricciones sanitarias y fitosanitarias relacionadas con productos agropecuarios, cárnicos y lácteos. Panamá sostiene que sus controles buscan proteger la producción nacional y cumplir estándares internacionales, mientras Costa Rica argumenta que varias medidas limitan injustificadamente el ingreso de sus productos al mercado panameño.

Las tensiones aumentaron tras la llegada al poder de la presidenta costarricense Laura Fernández, quien aseguró que no permitiría que Panamá continuara bloqueando el ingreso de productos de su país y anunció acciones diplomáticas e internacionales.

La decisión de Panamá abrió un debate interno en Costa Rica. La diputada Abril Gordienko cuestionó la estrategia de la presidenta Laura Fernández y advirtió que un diferendo comercial que pudo resolverse por la vía técnica terminó convertido en una crisis diplomática en un momento delicado para la seguridad energética costarricense.

Según la legisladora, Costa Rica enfrenta altas probabilidades de sequía asociadas al fenómeno de El Niño, lo que podría afectar la generación hidroeléctrica, una de las principales fuentes de electricidad del país. Gordienko sostuvo que, si baja la producción hidroeléctrica y aumenta el consumo, Costa Rica tendría que recurrir a plantas térmicas más costosas o enfrentar escenarios de racionamiento.

La diputada afirmó que las proyecciones contemplaban la importación de al menos 1,608 gigavatios hora desde Panamá en 2026, equivalente al 11.2% de la energía total del país. A su juicio, cerrar esa opción podría traducirse en electricidad más cara, mayor uso de combustibles fósiles y más presión sobre el costo de vida.

El Instituto Costarricense de Electricidad (ICE), sin embargo, rechazó ese escenario y aseguró que el sistema eléctrico nacional cuenta con recursos suficientes para atender la demanda. La entidad estatal indicó que no proyecta comprar electricidad a Panamá durante lo que resta de 2026 y sostuvo que no existen contratos firmes vigentes con el mercado panameño.

La diputada costarricense Abril Gordienko cuestionó la estrategia adoptada por el Gobierno de Laura Fernández.La diputada costarricense Abril Gordienko cuestionó la estrategia adoptada por el Gobierno de Laura Fernández.

El ICE también defendió que las transacciones dentro del Mercado Eléctrico Regional se rigen por normas técnicas independientes y recordó que Costa Rica ha sido históricamente uno de los principales exportadores de energía de Centroamérica, con una participación cercana al 49.8% del bloque regional.

La controversia ocurre mientras Panamá aumenta su presencia como exportador eléctrico. Durante el primer trimestre de 2026, el país exportó 379.4 millones de kilovatios hora, un incremento de 79.7% frente al mismo período del año anterior. Solo en marzo, las exportaciones panameñas alcanzaron 143.3 millones de kilovatios hora.

Con la electricidad sumada al conflicto comercial, la relación entre Panamá y Costa Rica atraviesa uno de sus momentos más tensos de los últimos años. La CCIAP planteó que la salida debe construirse con diálogo, pero también con reciprocidad efectiva, mientras en Costa Rica el debate se divide entre quienes advierten riesgos energéticos y quienes ase

El Organismo de Evaluación y Fiscalización Ambiental (OEFA) organizó una conferencia en Tacna, en colaboración con especialistas de España y Argentina, con el propósito de impulsar la gestión sostenible de los residuos generados por la industria del olivo.

El evento reunió a cerca de 200 productores de aceituna y aceite de oliva de las regiones de Tacna y Moquegua, junto a autoridades locales y representantes del sector académico.

Tacna: un polo olivícola con grandes desafíos ambientales

Tacna concentra más de 3 mil empresas dedicadas al rubro y más de 23 mil hectáreas de cultivo. La producción anual en la región alcanza las 100 mil toneladas de aceituna, pero solo un 20% se destina a consumo y procesamiento.

El 80% restante se convierte en residuos industriales, principalmente alperujo, que plantea retos de almacenamiento y disposición final.

En la inauguración de la conferencia, Elizabeth Cruz, jefa de la Oficina Desconcentrada del OEFA en Tacna, subrayó la importancia de articular acciones para mejorar la gestión del alperujo y de los efluentes generados por la industria olivícola.

“Tacna es el principal productor de aceituna del país y queremos que esta actividad continúe desarrollándose de manera sostenible. Esperamos que lo aprendido hoy contribuya a una mejor gestión del alperujo y de los efluentes generados por la industria”, señaló la funcionaria.

Lecciones de España y Argentina para el aprovechamiento del alperujo

El taller contó con la participación de Pablo Monetta, investigador del Instituto Nacional de Tecnología Agropecuaria (INTA) de Argentina, y de María África, Guillermo Rodríguez, Bárbara Rincón, Concepción Romero y Francisco Rodríguez, todos especialistas del Instituto de la Grasa de España.

Durante las exposiciones se compartieron experiencias sobre tratamientos alternativos para el alperujo, como el compostaje, la alimentación animal y la producción de energía a través de biodigestión.

Además, se abordaron tendencias en el desarrollo de subproductos derivados de los residuos de la industria olivícola, lo que abre la puerta a nuevas oportunidades para la economía regional.

Debate y perspectivas locales sobre la viabilidad de nuevas soluciones

Los participantes del encuentro tuvieron la oportunidad de consultar a los expertos internacionales, planteando dudas sobre la aplicación de estas alternativas en el contexto peruano.

Factores como el clima, el tipo de suelo, las características de los procesos productivos y la cantidad de alperujo generado en Tacna fueron temas clave en la discusión.

Uno de los consensos al cierre del taller fue la necesidad de modificar la percepción del alperujo. El residuo, históricamente visto como un pasivo ambiental, se perfila como una oportunidad para la generación de nuevos subproductos, si se gestiona adecuadamente.

Además, se recalcó la importancia de fortalecer la prevención para evitar impactos negativos sobre el suelo y las aguas subterráneas.

Hacia proyectos piloto de economía circular en la industria olivícola

Como resultado del taller, se recogieron aportes y propuestas para ser incorporados en dos proyectos piloto que el OEFA prepara junto con la Agencia Española de Cooperación Internacional para el Desarrollo (AECID).

Estas iniciativas buscan revalorizar los residuos de la industria del olivo bajo un enfoque de economía circular, integrando las experiencias internacionales al contexto local y promoviendo la sostenibilidad en el sector.

El aumento en el recibo de electricidad es una preocupación constante en muchos hogares. Aunque se suele culpar a las tarifas, en la mayoría de los casos el verdadero motivo está en el uso diario de ciertos electrodomésticos.

Equipos como la cocina eléctrica, la ducha eléctrica y la secadora de ropa figuran entre los dispositivos que más energía consumen por hora, lo que los convierte en responsables directos de gran parte del gasto mensual en electricidad.

Según datos del sector energético, estos aparatos pueden consumir entre 1,5 y 4,5 kilovatios hora (kWh) por hora de uso. Cuando se emplean varias veces al día, su impacto en la factura es considerable. La clave, según los especialistas, está en moderar su uso y desconectarlos cuando no se requieran, evitando así consumos innecesarios que pasan desapercibidos.

¿Cuáles son los electrodomésticos que más consumen electricidad?

Equipos de alto consumo

• Cocina eléctrica: Puede superar los 2 kWh por hora, especialmente en modelos antiguos o sin mantenimiento.
• Ducha eléctrica: Su uso intensivo y la potencia necesaria para calentar agua contribuyen a un consumo elevado.
• Secadora de ropa: Puede acercarse a los 4,5 kWh por ciclo, lo que la convierte en uno de los equipos más costosos en términos energéticos.

Equipos de consumo medio

• Microondas: Aunque su uso suele ser breve, el consumo puede alcanzar 1,2 kWh por hora.
• Plancha: El gasto varía según la potencia y el tiempo de uso, pero puede sumar una cantidad significativa si se utiliza con frecuencia.
• Olla arrocera y electrodomésticos de cocina: Si bien su consumo es intermedio, el uso diario puede impactar en el gasto mensual.

Equipos de consumo constante

• Refrigerador: Aunque su potencia es baja (entre 0,1 y 0,3 kWh por hora), permanece encendido todo el día, lo que lo convierte en uno de los principales contribuyentes al consumo total del hogar.

Factores que influyen en el gasto eléctrico

El consumo de un electrodoméstico depende de dos factores principales: la potencia (medida en vatios o kilovatios) y el tiempo de uso. Así, equipos de alta potencia usados durante períodos prolongados incrementan el gasto mensual. La fórmula básica para calcular el consumo es:

Energía consumida (kWh) = Potencia (kW) x Tiempo de uso (horas)

Conocer estos datos permite identificar los aparatos que más afectan la factura y tomar decisiones informadas para optimizar el consumo.

El consumo silencioso: el modo “standby”

Muchos electrodomésticos siguen utilizando electricidad aunque estén apagados, un fenómeno conocido como consumo en modo de espera o “standby”. Televisores, microondas, consolas de videojuegos y cargadores conectados a la corriente suman un gasto que, aunque pequeño por separado, puede ser relevante al acumularse mes tras mes.

Desconectar estos dispositivos o utilizar regletas con interruptor ayuda a evitar este consumo oculto.

Consejos prácticos para reducir el consumo eléctrico

• Desconecta equipos cuando no se usan: Incluso en modo standby, consumen energía.
• Aprovecha la carga completa: Utiliza la lavadora o el lavavajillas solo cuando estén llenos, para optimizar cada ciclo.
• Elige electrodomésticos eficientes: Busca la etiqueta de eficiencia energética (A++ o superior). Aunque el costo inicial sea mayor, el ahorro a largo plazo compensa la inversión.
• Revisa el estado de los equipos: Un aparato en mal estado puede consumir más energía de la necesaria.
• Evita el uso simultáneo de varios equipos de alto consumo: Planifica los horarios para distribuir el gasto.
• Ajusta la temperatura del refrigerador: Manténlo entre 3 y 5 °C y el congelador a -18 °C para un equilibrio entre conservación y eficiencia.
• Realiza mantenimiento regular: Limpiar filtros y serpentinas mejora el rendimiento y reduce el consumo.

Adoptar buenas prácticas y elegir electrodomésticos eficientes son las mejores estrategias para reducir el consumo sin renunciar al confort del hogar. Entender qué aparatos más energía gastan y cómo se usan es el primer paso para controlar el presupuesto y cuidar el medio ambiente al mismo tiempo.

En medio de la creciente disputa comercial entre Panamá y Costa Rica, el presidente panameño José Raúl Mulino anunció que, por ahora, su gobierno no autorizará ventas adicionales de energía eléctrica al país vecino más allá de los intercambios contemplados dentro del sistema regional de interconexión centroamericano.

La decisión ocurre mientras ambos países mantienen diferencias comerciales que han escalado al plano diplomático y en momentos en que Panamá registra un fuerte aumento en sus exportaciones de electricidad.

Durante una conferencia de prensa, Mulino confirmó que Costa Rica había solicitado mayor acceso a energía panameña debido a sus necesidades internas, pero aseguró que instruyó al ministro de Comercio e Industrias, Julio Moltó, para comunicar la posición oficial del Gobierno panameño.

“Le dije al ministro que le manifestara, y creo que lo hizo, a las autoridades ticas que, por lo pronto, no hay venta de energía a Costa Rica. Así de sencillo”, afirmó el mandatario.

Las declaraciones representan un nuevo capítulo dentro del conflicto comercial que mantienen ambos países desde hace varios años y que recientemente volvió a intensificarse tras las declaraciones de la presidenta costarricense, Laura Fernández, quien acusó a Panamá de mantener restricciones injustas contra productos costarricenses y trasladó el tema a la Cancillería de su país para impulsar acciones diplomáticas e internacionales.

Mulino aseguró que recibió con sorpresa el tono adoptado por la nueva administración costarricense y defendió la postura panameña frente a las restricciones comerciales.

Recordó que durante más de una década múltiples empresas panameñas enfrentaron obstáculos para exportar productos hacia Costa Rica, situación que Panamá considera contraria al principio de reciprocidad en las relaciones bilaterales.

“Mi deber es proteger a los panameños”, afirmó el presidente panameño al explicar que diversas compañías nacionales fueron bloqueadas en el mercado costarricense pese a haber operado durante años en ese país.

También recordó que, tras el fallo emitido por la Organización Mundial del Comercio (OMC) relacionado con el diferendo comercial, el entonces presidente costarricense Rodrigo Chaves le pidió personalmente a Panamá no apelar la decisión y acatar el fallo. Sin embargo, Mulino defendió la decisión de presentar la apelación.

“Es imposible. Yo tengo que proteger a nuestro sector”, sostuvo el mandatario, quien insistió en que Panamá mantiene disposición al diálogo y a la negociación entre ambas partes. Según explicó, su gobierno está dispuesto a discutir las diferencias comerciales, pero bajo condiciones de respeto mutuo y reciprocidad.

El presidente panameño también cuestionó el manejo público que Costa Rica ha dado al conflicto. “Siempre he creído que la política exterior de los países se hace con discreción, moderación y respeto”, señaló Mulino, quien evitó profundizar en declaraciones confrontativas, aunque dejó claro que Panamá ejercerá medidas recíprocas cuando considere que sus intereses nacionales están siendo afectados.

La tensión comercial ocurre en momentos en que Panamá ha incrementado significativamente sus exportaciones de electricidad hacia la región centroamericana.

Datos de la Contraloría General de la República muestran que durante el primer trimestre de 2026 las exportaciones eléctricas alcanzaron 379.4 millones de kilovatios hora (kWh), un aumento de 79.7% frente a los 211.2 millones registrados en el mismo período de 2025.

Solo en marzo de este año Panamá exportó 143.3 millones de kWh, una cifra que refleja el creciente papel del país dentro del Mercado Eléctrico Regional de América Central, especialmente en momentos de alta demanda energética en algunos países vecinos.

El crecimiento de las exportaciones energéticas coincide además con cambios importantes dentro de la matriz eléctrica panameña. En las últimas semanas, la generación térmica —impulsada principalmente por plantas a gas natural— desplazó a la generación hidráulica como principal fuente individual de electricidad del país, fortaleciendo la capacidad panameña para abastecer tanto el consumo interno como parte de la demanda regional.

El mandatario insistió en que Panamá mantiene interés en preservar una relación constructiva con Costa Rica, país al que describió como “vecino y amigo”. No obstante, reiteró que su administración no aceptará relaciones asimétricas en materia comercial ni medidas que afecten a productores panameños mientras se exige apertura para productos costarricenses.

La disputa entre ambos países involucra principalmente restricciones sanitarias y fitosanitarias relacionadas con productos agropecuarios. Panamá sostiene que sus controles buscan proteger la producción nacional y cumplir estándares internacionales, mientras Costa Rica argumenta que varias medidas limitan injustificadamente el ingreso de sus productos al mercado panameño.

Mientras continúan las tensiones diplomáticas y comerciales, la electricidad se suma ahora a los temas sensibles dentro de la relación bilateral entre dos de las economías más integradas de Centroamérica.

A fin de conseguir la media sanción al proyecto que introduce cambios en el sistema de subvenciones de la Ley de Zona Fría, el Gobierno negoció con las provincias del norte el otorgamiento de un subsidio en la boleta de luz por “Zona Cálida”, que implica un mayor gasto público y complica el ajuste que se pretendía inicialmente. Sin embargo, parte de la oposición no dialoguista alertó que la medida se implementará por una Resolución del Ministerio de Economía y que podría no cumplirse.

A pesar de que el objetivo de la iniciativa era recortar el gasto público, durante la negociación política en la Cámara de Diputados, la administración libertaria ofreció una contrapartida para sumar votos: prometió a varias provincias del norte y centro del país como Jujuy, Catamarca, Tucumán, Salta, Misiones y Santa Fe la creación de subsidios para la electricidad en zonas muy cálidas y cálidas, con un costo fiscal estimado de entre USD 71 millones y USD 95 millones anuales. La implementación de este beneficio quedaría bajo una Resolución del Ministerio de Economía, lo que genera incertidumbre sobre su cumplimiento.

El documento que el oficialismo entregó a los diputados se tituló “Resolución Bonificaciones y Bloques adicionales de verano y primavera para zonas bioambientales Ia, Ib y IIb (muy cálidas y cálidas)”. En ese texto, el Gobierno planteó un aumento de los bloques de subsidios en los meses de noviembre y marzo, al menos. Para la Zona muy Cálida (Ia y Ib), el bloque adicional sería de 300 kW/h; en la Zona Cálida (IIb), de 200 kW/h. Este mecanismo supondría un aumento en la transferencia de recursos estatales hacia las provincias involucradas.

Según pudo saber Infobae, actualmente Zona Fría genera un déficit de 485.000 millones de pesos. En tanto, de aprobarse la ley, el ahorro para las arcas del Estado sería de 272.099 millones de pesos. Según fuentes oficiales de la Secretaría de Energía, la cifra mencionada no incluye el gasto adicional de los subsidios otorgados en la boleta de gas durante la negociación, que oscila entre USD 71 millones y USD 90 millones anuales. Al tipo de cambio mayorista de $1.400, esto representa $126.000 millones, es decir, la mitad del ahorro que se buscaba.

El oficialismo impulsó un proyecto que propuso la sustitución del artículo 75 de la Ley 25.565 y del artículo 148 de la Ley 11.672, con el foco en restringir el Fondo Fiduciario para Subsidios de Consumos de Gas. El texto estableció que el fondo solo financie compensaciones a empresas proveedoras por ventas de gas natural y gas licuado de petróleo en la Patagonia, el departamento de Malargüe en Mendoza y la región de la Puna. Además, incluyó la venta de cilindros, garrafas y gas propano a granel en esas áreas.

El proyecto determinó que el recargo para financiar el fondo podrá alcanzar hasta el 7,5% sobre el precio del gas en el punto de ingreso al sistema de transporte, aplicándose a todos los metros cúbicos comercializados por redes a nivel nacional, salvo los exportados o los inyectados por GNL importado y regasificado. También redefinió el universo de beneficiarios del régimen de Zona Fría, limitando la ayuda a las regiones históricas, como la Patagonia, Malargüe y la Puna, y dejando afuera a provincias que ingresaron con la ampliación de 2021: Buenos Aires, Córdoba, Santa Fe, San Luis y otras.

Es que en la extensión de 2021, el Congreso amplió el criterio a partir de parámetros bioambientales, lo que llevó el número de beneficiarios de 950.000 a 4 millones de hogares, casi la mitad de los usuarios residenciales con acceso a gas por red. El fuerte crecimiento de beneficiarios tensionó el Fondo Fiduciario y llevó al Gobierno a revisar el esquema de financiamiento, con el objetivo de ajustar el gasto público y redefinir quiénes reciben el subsidio por zona fría.

El debate

La negociación política giró así sobre la base de promesas que, hasta el momento, solo existen en documentos internos y en la palabra de los funcionarios. El diputado Esteban Paulon cuestionó con dureza el procedimiento durante la sesión: “Salieron a revolear la ‘Zona cálida’, que no existe. Es un papelito, una hojita de Word que dice: ‘Zona cálida’, si acá hay gente que dio quórum pensando que en algún momento va a llegar la ‘Zona cálida’ a su provincia, suerte; si hay un gobierno mal pagador de los compromisos, es este”.

El trasfondo de la discusión muestra el dilema entre el objetivo oficial de ajustar el gasto público y la presión de los diputados -ergo sus gobernadores- para mantener o expandir los beneficios energéticos. La redefinición del Fondo Fiduciario y la limitación a las zonas históricas buscó recortar el universo de beneficiarios y aliviar el peso fiscal, pero la necesidad de obtener acuerdos en la Cámara de Diputados forzó al Gobierno a prometer nuevos subsidios para las provincias del norte.

El resultado dejó un esquema de subsidios segmentado: por un lado, zonas históricas que conservaron el beneficio en el gas a través del Fondo Fiduciario; por otro, regiones del norte que esperan la instrumentación de subsidios eléctricos, condicionados a una resolución administrativa cuya emisión y alcance todavía no están garantizados.

Muchos jubilados en España pueden acceder a una ayuda que les permite ahorrar más de 300 euros al año en la factura de la luz, aunque todavía hay miles de pensionistas que no la solicitan por desconocimiento. Se trata del Bono Social Eléctrico, un descuento impulsado por el Gobierno que reduce de forma importante el coste mensual de la electricidad y que está especialmente pensado para hogares con ingresos bajos o pensiones mínimas.

En un momento en el que el precio de la energía sigue siendo una de las principales preocupaciones económicas para muchas familias, esta ayuda se ha convertido en un alivio económico importante para numerosos pensionistas. La realidad es que muchos jubilados cumplen los requisitos sin saberlo, especialmente aquellos que cobran una pensión mínima de jubilación o incapacidad permanente y tienen pocos ingresos adicionales.

El Bono Social Eléctrico aplica descuentos directos sobre la factura de la luz de la vivienda habitual. Actualmente, la rebaja puede situarse en torno al 42,5% para consumidores considerados vulnerables y alcanzar aproximadamente el 57,5% en los casos más severos. Esto hace que el ahorro anual pueda superar con facilidad los 300 euros en un hogar medio y aumentar todavía más en familias con consumos elevados o situaciones económicas delicadas.

Requisitos y condiciones para solicitar el descuento

Para acceder al Bono Social Eléctrico, los jubilados deben cumplir varios requisitos fijados por el Ministerio para la Transición Ecológica. El primero es tener contratada la tarifa regulada PVPC en su vivienda habitual, con una potencia inferior o igual a 10 kW, y ser el titular del contrato eléctrico.

En el caso de los pensionistas, pueden acceder quienes cobren la pensión mínima de jubilación o incapacidad permanente y no perciban otros ingresos superiores a 500 euros anuales. Además, existen límites de renta vinculados al IPREM. Para una persona sola, los ingresos no pueden superar 12.600 euros al año. Si conviven más personas en la vivienda, el límite aumenta: por ejemplo, dos adultos y un menor no pueden superar 19.320 euros anuales.

La solicitud debe presentarse ante una comercializadora de referencia, aportando DNI, certificado de empadronamiento y documentación de la pensión. El descuento no se aplica automáticamente.

Descuentos adicionales con el Bono Social Térmico

Quienes reciben esta ayuda también pueden beneficiarse del Bono Social Térmico, una prestación complementaria destinada a cubrir gastos de calefacción, agua caliente y cocina. La combinación de ambas ayudas puede representar un importante respiro económico para pensionistas que viven con ingresos ajustados y que dedican una parte significativa de su pensión a cubrir gastos básicos del hogar.

Uno de los aspectos más importantes es que no hace falta encontrarse en una situación extrema para poder acceder al descuento. Muchos jubilados encajan dentro del perfil de consumidor vulnerable simplemente por percibir una pensión mínima y cumplir determinados límites de renta. De hecho, este es uno de los colectivos que más fácilmente puede acceder a la ayuda en comparación con otros hogares que deben acreditar ingresos familiares más complejos. Sin embargo, a pesar de las ventajas económicas que ofrece, el Bono Social Eléctrico sigue siendo una ayuda infrautilizada.

La empresa estadounidense NextEra Energy anunció la adquisición de Dominion Energy en una operación valuada en cerca de USD 67.000 millones, en lo que se perfila como una de las mayores fusiones del sector energético de Estados Unidos.

Según informó CBS News, la transacción integrará a dos de las compañías eléctricas más grandes del país, en respuesta al fuerte aumento de la demanda de electricidad asociada al desarrollo de la inteligencia artificial y la proliferación de centros de datos.

El alcance del acuerdo y los detalles financieros

De acuerdo con Financial Times, el acuerdo fue estructurado completamente en acciones, estableciendo que los accionistas de Dominion Energy recibirán 0,8138 acciones de NextEra Energy por cada acción que posean.

Al finalizar la operación, prevista para concretarse entre mediados y finales de 2027, los accionistas de NextEra controlarán aproximadamente el 74,5% de la nueva empresa, mientras que los de Dominion conservarán el 25,5%.

La flamante compañía mantendrá el nombre NextEra Energy y tendrá su sede principal en Juno Beach, Florida, además de mantener oficinas clave en Richmond, Virginia.

Según CBS News, la compañía fusionada atenderá a cerca de 10 millones de clientes en los estados de Florida, Virginia, Carolina del Norte y Carolina del Sur. El presidente y director ejecutivo de NextEra, John Ketchum, continuará liderando la entidad resultante.

Uno de los compromisos asumidos en el acuerdo es la entrega de USD 2.250 millones en créditos a los clientes de Dominion en Virginia, Carolina del Norte y Carolina del Sur, distribuidos durante dos años tras la finalización de la transacción.

Contexto sectorial: auge tecnológico, inflación y concentración

El anuncio de la fusión se produce en un contexto de presión sobre el mercado energético estadounidense. Según Reuters, la inflación en el sector eléctrico alcanzó el 6,1% interanual en abril de 2026, lo que refleja el impacto de la mayor demanda y de los costos asociados a la modernización de la red.

CBS News destaca que la expansión de la inteligencia artificial y el desarrollo de nuevos centros de datos generaron una necesidad sin precedentes de capacidad eléctrica, especialmente en regiones como Virginia, considerada un polo mundial de infraestructura tecnológica.

The Wall Street Journal subraya que la operación entre NextEra y Dominion es parte de una tendencia de consolidación entre grandes empresas eléctricas en Estados Unidos, que buscan ganar escala para afrontar los desafíos de la transición energética, la electrificación y la presión por parte de grandes clientes corporativos, como Google, Amazon, Meta y Microsoft.

La integración, según argumentan ambas compañías en declaraciones recogidas por CBS News, permitirá impulsar proyectos de infraestructura más ambiciosos y mantener tarifas competitivas para el consumidor.

Reacciones regulatorias y preocupaciones de consumidores

La fusión está sujeta a la aprobación de los accionistas y de organismos reguladores estatales y federales, incluido el Departamento de Justicia y la Comisión Federal Reguladora de la Energía (FERC, por sus siglas en inglés).

Según Bloomberg, organizaciones de consumidores y algunos representantes políticos manifestaron inquietud ante la posibilidad de que la concentración de mercado derive en aumentos tarifarios o una menor competencia.

CBS News recoge que, a pesar de las promesas de eficiencia y tarifas asequibles por parte de NextEra Energy y Dominion Energy, grupos defensores del consumidor solicitaron una revisión exhaustiva de los términos y del impacto potencial sobre los usuarios residenciales y comerciales.

La importancia estratégica de Virginia y su papel como núcleo de la economía digital estadounidense, resaltada por The New York Times, refuerza el peso de la operación en el contexto nacional.

El resultado de las revisiones regulatorias y la evolución de los precios de la electricidad tras la fusión serán observados de cerca tanto por el sector como por los consumidores.

El lavavajillas puede parecer uno de los electrodomésticos que más encarecen la factura, pero su consumo real depende mucho del programa elegido, de la carga y de los hábitos de uso. Utilizado correctamente, puede gastar menos agua y menos energía que fregar a mano, sobre todo cuando el agua caliente procede de un termo eléctrico.

Según los cálculos de la OCU, un lavavajillas consume de media entre 0,7 y 1 kWh por ciclo, en función del programa utilizado. Con un precio de referencia de la electricidad de 0,18 euros/kWh, cada lavado puede costar hasta unos 18 céntimos solo en electricidad. Si se usa una vez al día, el gasto eléctrico anual estaría aproximadamente entre 46 y 66 euros, dependiendo del consumo concreto del aparato y del programa seleccionado.

La diferencia con el lavado a mano está, sobre todo, en el agua que hay que calentar. La OCU estima que un lavavajillas utiliza entre 10 y 15 litros de agua por ciclo, mientras que fregar a mano puede requerir unos 60 litros si se llenan dos fregaderos. En términos energéticos, calentar esa cantidad de agua hasta unos 40 grados puede consumir entre 2 y 2,5 kWh si se utiliza electricidad, más del doble que un ciclo habitual del lavavajillas.

El programa Eco tarda más, pero suele gastar menos

Una de las dudas más habituales es por qué el programa Eco dura más si supuestamente ahorra. La explicación está en la temperatura y en la forma en la que el aparato calienta el agua. Los programas rápidos reducen el tiempo, pero pueden necesitar más potencia para alcanzar antes la temperatura necesaria. En cambio, el modo Eco trabaja durante más tiempo, pero normalmente utiliza menos energía.

El Instituto para la Diversificación y Ahorro de la Energía (IDAE) explica en su guía sobre etiquetado energético de electrodomésticos que las fases que más energía consumen en el lavavajillas son el lavado y el secado, porque requieren calentamiento mediante una resistencia eléctrica. Por eso, los programas económicos o de baja temperatura ayudan a reducir el gasto asociado al calentamiento del agua.

Esta es la clave: no siempre el programa más corto es el más barato. Si la vajilla no está especialmente sucia, el Eco suele ser la opción más eficiente. Los programas intensivos o de alta temperatura deberían reservarse para ollas, sartenes o restos muy incrustados.

Ponerlo medio vacío encarece cada plato limpio

El ahorro también depende de la carga. El IDAE recomienda utilizar el lavavajillas cuando esté completamente lleno y elegir el tamaño del aparato en función de las necesidades del hogar.

La razón es sencilla: un ciclo consume agua y energía aunque el aparato no esté lleno. Si se pone a media carga, el coste total del lavado puede ser parecido, pero se limpia menos vajilla. En la práctica, cada plato limpio sale más caro.

Tampoco conviene sobrecargarlo. Si los platos, vasos o cubiertos quedan mal colocados, el agua no circula bien y puede ser necesario repetir el lavado. Eso sí dispara el consumo.

El prelavado puede borrar parte del ahorro

Otro hábito que encarece el uso del lavavajillas es aclarar los platos bajo el grifo antes de meterlos. La OCU advierte de que el prelavado no es una buena idea porque consume casi tanta agua como lavar a mano y reduce buena parte del ahorro.

Lo recomendable es retirar los restos grandes de comida con una servilleta usada o con los cubiertos, pero no enjuagar toda la vajilla con agua caliente. El IDAE también señala que, si se necesita aclarar la vajilla antes de introducirla en el aparato, debe hacerse con agua fría.

Detergente, sal, abrillantador y amortización del electrodoméstico

En consumo de agua, el lavavajillas gana con claridad. La OCU calcula que puede gastar hasta cinco veces menos agua que el lavado a mano. Sin embargo, el coste total no depende solo del agua y la electricidad. También hay que tener en cuenta el detergente, la sal, el abrillantador y la amortización del electrodoméstico.

La OCU también suma a sus cálculos el coste de comprar el lavavajillas. Según la organización, un modelo estándar cuesta alrededor de 400 o 450 euros y tiene una vida útil media de 12 años. Es decir, ese gasto inicial se reparte durante todos los años de uso y acaba suponiendo unos céntimos en cada lavado.

Aun así, el lavavajillas puede salir más barato que fregar a mano en hogares de tres o más personas, donde se acumula más vajilla y se utiliza con más frecuencia. La ventaja es mayor en las viviendas con termo eléctrico, porque fregar en el fregadero exige calentar bastante más agua que la que utiliza un ciclo de lavavajillas.

Cómo ahorrar con cada lavado

Para reducir el gasto, las recomendaciones son bastante claras: usar el programa Eco siempre que sea posible, esperar a que el aparato esté lleno, evitar el prelavado con agua caliente y reservar los programas intensivos para casos concretos.

El mantenimiento también cuenta. El IDAE aconseja limpiar con frecuencia el filtro y revisar los niveles de sal y abrillantador, porque un buen mantenimiento mejora el comportamiento energético del lavavajillas.

La Comisión Federal de Electricidad (CFE) sumó un nuevo activo estratégico a su infraestructura energética: la Central Ciclo Combinado González Ortega, ubicada en Mexicali, Baja California, entró en operación comercial bajo la dirección general de la Mtra. Emilia Calleja Alor. Con una capacidad instalada de 745.4 megawatts (MW), la planta abastecerá de energía eléctrica a más de 3.8 millones de habitantes de la región.

Una respuesta a la creciente demanda energética de Baja California

El proyecto nació ante la necesidad de atender el incremento sostenido en el consumo de electricidad en el noroeste del país. Para ello, la CFE no solo construyó la central de ciclo combinado, sino que también edificó dos subestaciones eléctricas con niveles de tensión de 115 kV y 230 kV, garantizando así la correcta distribución de la energía generada hacia los usuarios finales.

La central se integra al Sistema Eléctrico de Baja California como parte de los proyectos estratégicos destinados a fortalecer el Sistema Eléctrico Nacional, asegurando un suministro confiable para hogares, comercios e industrias de la entidad.

Impacto ambiental: equivalente a retirar 702 mil autos de las calles

Uno de los aspectos más destacados de esta central es su menor impacto ambiental frente a otras tecnologías de generación convencional. La Central González Ortega evita la emisión de 3.23 millones de toneladas de dióxido de carbono (CO₂) al año, una cifra que equivale a retirar aproximadamente 702 mil automóviles de circulación.

Esta tecnología de ciclo combinado aprovecha el calor residual de las turbinas de gas para generar vapor y producir electricidad adicional, lo que la convierte en una de las opciones de generación más eficientes disponibles actualmente.

Soberanía energética y tarifas justas: los ejes de la Estrategia Nacional

La puesta en marcha de esta central se enmarca en la Estrategia Nacional del Sector Eléctrico, que busca:

• Fortalecer la capacidad de generación de la CFE
• Garantizar tarifas justas para los usuarios de Baja California
• Impulsar el crecimiento económico y el desarrollo social de la región

El proyecto responde a la visión de la Presidenta de México, Dra. Claudia Sheinbaum Pardo, y de la titular de la Secretaría de Energía (SENER), Luz Elena González Escobar, quienes han colocado la soberanía energética como uno de los pilares del actual gobierno federal.

Con esta nueva central, la CFE reafirma su compromiso de dotar al país de infraestructura eléctrica moderna, eficiente y con menor huella ambiental, respondiendo a las necesidades de una de las regiones con mayor dinamismo económico e industrial de México.

Una lámpara capaz de funcionar sin enchufes, baterías ni paneles solares, alimentada únicamente por la luz producida por organismos vivos microscópicos, es el desarrollo que consiguió un equipo de científicos de la Universidad de Colorado Boulder.

Según un estudio en la revista Science Advances, los investigadores lograron crear lámparas impresas en 3D impulsadas por algas bioluminiscentes, un avance que abre nuevas posibilidades para sistemas de iluminación independientes de la red eléctrica y con capacidad de capturar carbono mientras generan luz.

El organismo utilizado en la investigación es Pyrocystis lunula, un alga marina unicelular capaz de emitir destellos azules cuando es perturbada por el movimiento de las olas o el paso de embarcaciones.

Sin embargo, esa bioluminiscencia natural apenas se mantiene durante milisegundos. Frente a ello, los investigadores buscaron resolver un desafío concreto: extender la duración de esa emisión lumínica para hacer viable su aplicación práctica.

El truco estaba en la química

Los primeros intentos del equipo consistieron en replicar el estímulo mecánico que el alga recibe en el mar, algo así como aplastarla para imitar el efecto de las olas. Los resultados fueron negativos. “En realidad no respondían a eso”, señaló Giulia Brachi, coinventora del método y bioingeniera de la Universidad de Colorado en Boulder, en declaraciones reunidas por The Guardian.

Según detalló un informe de Smithsonian Magazine, el equipo cambió de estrategia y recurrió a la química. Investigaciones previas indicaban que ciertos compuestos podían activar la bioluminiscencia de P. lunula, de modo que los científicos sumergieron las algas en dos tipos de soluciones: una tan ácida como el jugo de tomate y otra tan básica como un jabón suave.

Ambas produjeron luz, pero con resultados distintos. La solución básica generó un brillo difuso y breve, señal de estrés celular. En cambio, la solución ácida permitió que las algas mantuvieran una luminosidad concentrada durante hasta 25 minutos.

“Fue un momento muy emocionante cuando encontramos el estimulante químico adecuado que permitió que la luz permaneciera encendida durante mucho tiempo. Esta es la primera vez que hemos descubierto cómo mantener la luminiscencia”, afirmó Brachi en un comunicado.

De las algas a la impresora 3D

Con ese hallazgo en mano, los investigadores dieron el siguiente paso: integrar las algas en un gel a base de agua apto para impresión en 3D.

El material tomó distintas formas, una media luna, una cuadrícula y el logotipo de la propia universidad, y los organismos se mantuvieron vivos dentro de esas estructuras durante cuatro semanas. Al finalizar ese período, las muestras tratadas con ácido conservaron el 75% de su luminosidad.

El proceso bioluminiscente que hace posible todo esto descansa en una enzima llamada luciferasa, presente en P. lunula. Esa enzima acelera una reacción entre el oxígeno y una molécula denominada luciferina, y la energía resultante se libera en forma de luz. El nombre luciferasa deriva del latín lucifer, que significa “portador de luz”.

Robots en el espacio y sensores de toxinas

Wil Srubar, coautor del estudio y científico de materiales de la Universidad de Colorado Boulder, describió el proyecto como una apuesta ambiciosa desde su concepción.

“Tenía curiosidad por saber si podríamos crear un mundo en el que no usáramos electricidad, sino que recurriéramos a la biología para producir luz. Este descubrimiento abre el camino para el desarrollo de otros materiales y dispositivos de luz biológica”, señaló en el comunicado de la universidad, citado por Smithsonian Magazine.

Las aplicaciones que los investigadores vislumbran van desde barras luminosas y pulseras brillantes hasta iluminación sin baterías para robots autónomos en las profundidades marinas o en el espacio. Si se descubre que P. lunula reacciona a otras sustancias químicas, el organismo podría funcionar también como sensor para detectar toxinas en el agua.

La dimensión ambiental del hallazgo no es menor. Las algas son fotosintéticas y absorben dióxido de carbono disuelto para producir su propio alimento. “Almacenamos carbono mientras producimos luz, mientras que, tradicionalmente, emitimos carbono para iluminar espacios”, subrayó Srubar.

Chris Howe, bioquímico de la Universidad de Cambridge que no participó en la investigación, señaló a The Guardian que trasladar una tecnología funcional en condiciones controladas de laboratorio hacia entornos reales será complejo, aunque consideró que el estudio representa un primer paso significativo.

El avance de la inteligencia artificial y la digitalización ha elevado el consumo energético de los centros de datos a niveles récord. Según la International Data Center Authority (IDCA), estas instalaciones ya utilizan el 6% de la electricidad en Estados Unidos y el Reino Unido, situándose muy por encima del promedio mundial y generando preocupaciones sociales, políticas y medioambientales.

Crecimiento acelerado y presión sobre las redes eléctricas

El consumo de energía por parte de los centros de datos ha aumentado un 15% en los últimos dos años a nivel global. Este crecimiento se da en paralelo a una inversión anual cercana al billón de dólares en la industria, equivalente casi al 1% de la economía mundial, resume The Guardian.

Las cifras de la IDCA reflejan que la demanda de energía está generando tensiones en las redes nacionales, especialmente en países con alta concentración tecnológica.

En el Reino Unido, el gobierno estimó a principios de 2025 que los centros de datos utilizaban un 2,5% de la electricidad nacional, pero las proyecciones apuntan a un aumento de hasta cuatro veces para el año 2030.

Actualmente, el porcentaje ya alcanza el 5,9%, mientras que en Estados Unidos el sector consume el 6% del suministro eléctrico. Por comparación, el promedio mundial es del 2%, aunque países como Singapur y Lituania registran cifras aún más altas, con 19% y 11%, respectivamente.

Impacto ambiental y resistencia social

El aumento de la demanda energética ha generado resistencia en comunidades y gobiernos. Según el informe de la IDCA, la oposición social y política suele intensificarse cuando los centros de datos superan el 5% del consumo eléctrico nacional.

Greenpeace Reino Unido advirtió que el auge sin control de la inteligencia artificial puede traducirse en facturas de energía más elevadas, presión adicional sobre los recursos hídricos y el rescate de tecnologías fósiles.

Doug Parr, científico jefe de Greenpeace, pidió mayor transparencia de las tecnológicas sobre el uso de agua y energía en los centros de datos, así como evaluaciones de impacto ambiental rigurosas y la prohibición de nuevas plantas contaminantes para alimentar la IA, informó el medio británico.

Ineficiencias y servicios “fantasma”

El informe de la IDCA también señala la existencia de importantes ineficiencias en el sector. En Estados Unidos, el 13% del consumo eléctrico de los centros de datos proviene de servicios “zombie”: aplicaciones y procesos que siguen activos pero no cumplen ninguna función, generando un desperdicio de más de 3 gigavatios.

Se presume que este tipo de ineficiencia está presente en todo el mundo y tiende a aumentar a medida que crece la computación en la nube.

La Agencia Internacional de la Energía respalda estas cifras y destaca que, solo en 2025, el consumo energético de los centros de datos creció un 17%, muy por encima del incremento global en la demanda de electricidad, que fue del 3%.

Seguridad física y ciberseguridad

El reporte anual de la IDCA subraya que los centros de datos, ahora considerados infraestructuras críticas, enfrentan amenazas tanto físicas como digitales. Los recientes ataques a centros de datos en Medio Oriente han puesto en alerta a operadores y clientes sobre la vulnerabilidad de estas instalaciones, obligando a reforzar la seguridad física al mismo nivel que la ciberseguridad.

En paralelo, la expansión de centros de datos de gran tamaño, como el nuevo complejo de Microsoft en Wisconsin —con 1,2 millones de pies cuadrados—, ilustra la magnitud del fenómeno y la creciente dependencia de la economía digital global de estas infraestructuras.

A medida que la inversión en centros de datos continúa creciendo y la inteligencia artificial demanda más recursos, la presión sobre las redes eléctricas y el medio ambiente podría intensificarse. Los expertos coinciden en la necesidad de mayor transparencia, eficiencia y regulación en el sector, para evitar impactos negativos a largo plazo y asegurar un desarrollo tecnológico sostenible.

Un equipo de científicos en Singapur ha desarrollado células solares ultradelgadas capaces de transformar superficies convencionales en fuentes de energía renovable. La investigación, liderada por especialistas de la Universidad Tecnológica de Nanyang (NTU), logró fabricar dispositivos de perovskita con un grosor aproximadamente 10.000 veces menor que el de un cabello humano.

Estas células alcanzaron niveles de eficiencia destacados dentro de su categoría, lo que podría acelerar su adopción en sectores como la arquitectura y la movilidad urbana. Los resultados de esta investigación están publicados en la revista ‘ACS Energy Letters’.

Las nuevas células solares de perovskita, con un espesor extraordinariamente reducido, pueden integrarse en ventanas y fachadas de edificios para generar electricidad renovable. Según los responsables del proyecto en la NTU, el avance permite que superficies antes pasivas contribuyan al suministro energético, optimizando el uso del espacio urbano y facilitando la transición hacia fuentes limpias.

Energía solar oculta en el vidrio

El avance principal consiste en la creación de células solares semi-transparentes y prácticamente invisibles, lo que permite su integración en ventanas, fachadas de edificios y superficies de vehículos sin alterar la estética original. La investigación estuvo encabezada por Annalisa Bruno, quien explicó que estos dispositivos mantienen una tonalidad neutra y permiten la entrada de luz, facilitando su uso en entornos urbanos donde el espacio y el diseño son factores determinantes.

La elección de la perovskita como material base responde a su capacidad para absorber la luz solar de manera eficiente y a un coste de producción inferior al del silicio, el estándar tradicional en la industria. Además, las nuevas células pueden operar tanto bajo luz solar directa como bajo condiciones de luminosidad difusa, lo que amplía su utilidad en ciudades densamente construidas, donde los edificios suelen bloquear la radiación directa.

Potencial de generación eléctrica en edificios

Los investigadores estiman que la implementación masiva de esta tecnología en grandes edificios con fachadas de vidrio permitiría generar cientos de megavatios-hora de electricidad al año, siempre que la producción a escala industrial resulte viable. Este nivel de generación podría contribuir a cubrir una parte significativa de la demanda energética de oficinas y rascacielos, ayudando a reducir el consumo de fuentes convencionales.

La posibilidad de transformar superficies comunes en generadores de energía adquiere relevancia en el contexto de la transición hacia fuentes renovables y la búsqueda de soluciones para ciudades con espacio limitado para instalar paneles solares tradicionales. El equipo de la NTU subrayó que el desarrollo de estos dispositivos podría permitir que las urbes produzcan más energía limpia sin requerir terrenos adicionales ni modificar la infraestructura existente.

Fabricación sin solventes tóxicos

Un aspecto destacado del proceso es el uso de evaporación térmica, una técnica industrial que calienta los materiales en una cámara de vacío hasta que se vaporizan y se depositan en forma de capas delgadas sobre un sustrato. Este método permitió obtener películas de perovskita de apenas 10 nanómetros de espesor, evitando el uso de solventes tóxicos empleados habitualmente en la fabricación de células solares. Según explicó el primer autor del estudio, Luke White, esta técnica facilita la obtención de capas uniformes y podría simplificar la transición a la producción a gran escala.

Los investigadores fabricaron variantes opacas y semi-transparentes de las células ajustando el grosor del material. Los modelos opacos alcanzaron eficiencias de entre 7 % y 12 %, mientras que la versión semi-transparente permitió el paso del 41 % de la luz visible y logró una eficiencia del 7,6 % en la conversión de energía solar en electricidad. Estos resultados se encuentran entre los más elevados para tecnologías similares basadas en perovskita.

Camino hacia la adopción comercial

Expertos independientes, como Sam Stranks, investigador de la Universidad de Cambridge, señalaron que el enfoque de fabricación adoptado por la NTU podría acercar la tecnología de células solares transparentes al mercado, aunque advirtieron que aún es necesario demostrar su durabilidad y estabilidad a largo plazo.

El equipo científico ya ha presentado una solicitud de patente a través de NTUitive, la oficina de transferencia tecnológica de la universidad, y mantiene colaboraciones con socios industriales para perfeccionar el proceso de producción. Los siguientes pasos incluyen mejorar la resistencia de las células y ampliar su aplicación a superficies de mayor tamaño. Los investigadores consideran que esta tecnología podría convertir ventanas, automóviles y dispositivos electrónicos en fuentes silenciosas de electricidad renovable.

La caída en el coste de la electricidad ha empujado a la baja la inflación en el cuarto mes del año, que recorta en dos décimas su tasa respecto al mes anterior. Así lo confirma el Instituto Nacional de Estadística (INE) este jueves tras adelantar hace dos semanas una moderación del Índice de Precios de Consumo (IPC) hasta el 3,2% en abril, gracias al abaratamiento de la factura de la luz y pese al incremento en los costes de gasolina y gasoil provocado por la guerra en Oriente Medio.

El descenso de los precios de la electricidad y del gas natural ha permitido al Gobierno anunciar el inicio de la desactivación de algunas ayudas fiscales a partir del 1 de junio. En concreto, se eliminarán las medidas relativas al Impuesto Especial sobre la Electricidad y el IVA de la electricidad y el gas natural, briquetas, pellets y leña, pero mantendrá hasta el 30 de julio las relacionadas con el Impuesto sobre el Valor de la Producción de la Energía Eléctrica.

Además del precio de la energía, la institución dependiente del Ministerio de Economía, Comercio y Empresa señala un mejor comportamiento en el segmento de los paquetes turísticos, que se encarecieron en menor medida que el pasado año, como factor clave para la contención del IPC. En contraste, los carburantes y lubricantes para vehículos personales subieron sus precios, presionando la inflación al alza, a diferencia de lo ocurrido el año anterior cuando descendieron.

El impacto de las medidas fiscales y energéticas

En abril, la electricidad bajó un 4,3% y el gas natural un 9,6%, lo que, a juicio del Ministerio, demuestra la resiliencia del sistema energético español gracias al peso de las renovables.

Desde la cartera de Carlos Cuerpo consideran que el llamado “escudo renovable” y el paquete de respuesta ante la guerra en Irán contribuyeron a suavizar el impacto sobre los precios y el poder adquisitivo familiar. Según fuentes del mismo organismo citadas por Europa Press, “la inflación de los carburantes sin las medidas hubiera sido del 28,9% en abril”, pero la intervención gubernamental permitió moderarla en más de 16 puntos porcentuales. El Gobierno estima que el conjunto de medidas del plan de respuesta redujo la inflación en casi un punto porcentual.

En cambio, los combustibles para vehículos personales superaron el umbral del 15% de variación anual fijado en la normativa anticrisis, por lo que las ayudas sobre carburantes, como los tipos reducidos del Impuesto sobre Hidrocarburos y el IVA al 10% en gasolinas, gasóleos y biocarburantes, se mantendrán hasta finales de junio.

En paralelo, el Ejecutivo ha confirmado la continuidad de otras ayudas, entre ellas los descuentos reforzados del bono social eléctrico, que ofrece rebajas del 42,5% para consumidores vulnerables y del 57,5% para los considerados vulnerables severos. También seguirán activas las ayudas dirigidas a agricultores y transportistas.

La subida mensual de los precios se modera ocho décimas

El dato de inflación subyacente, que excluye alimentos no elaborados y productos energéticos por su alta volatilidad, cerró abril en el 2,8%, una décima menos que en marzo. En cuanto a la variación mensual, el IPC aumentó un 0,4% respecto a marzo, ralentizando la tendencia alcista frente a la subida del 1,2% registrada el mes anterior. El incremento mensual se debió, entre otros factores, al encarecimiento de restaurantes y prendas de vestir. En cuanto al IPC armonizado (IPCA), utilizado para comparar la inflación en España con la de otros países del entorno, la tasa interanual subió una décima en abril, situándose en el 3,5%, mientras que la variación mensual alcanzó el 0,7%.

España genera ya cerca de la mitad de su electricidad a partir de viento y sol, pero ninguna de las dos fuentes produce energía cuando el sistema lo necesita, sino cuando la naturaleza lo permite. Esta brecha entre producción y demanda es uno de los talones de Aquiles de la transición energética en nuestro país, y resolverla exige una capacidad de almacenamiento que el país aún no tiene.

El Plan Nacional Integrado de Energía y Clima fija el objetivo de llegar a 20 GW de almacenamiento instalado para 2030, frente a los poco más de 3.300 MW actuales de bombeo puro. Para cubrir esa distancia, el Gobierno movilizó en 2025 un programa de 700 millones de euros cofinanciado por la Unión Europea, que cubrirá hasta el 85% del coste de nuevas plantas. Casi la mitad de esos fondos irá a Andalucía, la comunidad con mayor irradiación solar del país y, ahora, el territorio donde se debate uno de los proyectos de almacenamiento más ambiciosos de la península ibérica: una central de bombeo junto al embalse de Rules, en Granada.

¿Qué es una central de bombeo reversible?

La central de bombeo junto al embalse de Rules, en Granada, será una central de bombeo reversible, que son, en esencia, baterías de agua a escala industrial. Cuando la red tiene más electricidad de la que puede consumir (en horas de viento fuerte o sol intenso), la planta usa ese excedente para bombear agua desde un embalse inferior hasta una balsa construida en lo alto de una ladera. Cuando la demanda sube, el agua desciende por tuberías hasta unas turbinas que generan corriente limpia.

La tecnología es madura, fiable y capaz de almacenar cantidades de energía que las baterías de litio todavía no pueden igualar. Según los cálculos de Econolistas en Acción, sin este tipo de instalaciones, España solo podría instalar de forma razonable unos 50 GW de energía solar. Con ellas, ese techo subiría hasta los 70 o 72 GW.

Solo en octubre de 2024, las centrales de bombeo españolas generaron 4.747 GWh, un 10% más que en el mismo mes de 2022, aunque la potencia instalada lleva 15 años prácticamente estancada. La presión para desbloquear nuevos proyectos es, por tanto, creciente.

El proyecto del embalse de Rules, en marcha tras casi una década

En ese contexto llegó, en el verano de 2025, la aprobación del proyecto que Villar Mir Energía lleva tramitando desde 2017 junto al embalse de Rules, en la provincia de Granada. El Ministerio para la Transición Ecológica publicó en el Boletín Oficial del Estado la declaración de impacto ambiental (DIA) favorable, el trámite más complejo que le quedaba por superar al promotor. La concesión de agua de la Junta de Andalucía había llegado cinco años antes.

La central se ubicará en el municipio de Vélez de Benaudalla, junto a la Sierra de los Guájares, y contará con dos balsas separadas por un desnivel de algo más de 500 metros. El agua del propio pantano de Rules, que se alimenta del río Guadalfeo y de la lluvia, circulará en un circuito cerrado entre ambas balsas. A pleno rendimiento, la instalación moverá 60 metros cúbicos de agua por segundo, y las pérdidas por evaporación se estiman en apenas entre el 0,5% y el 1% del volumen anual, lo que descarta el riesgo de merma en el caudal disponible para el riego agrícola de la zona.

Con 356 MW de potencia y una producción anual estimada de 1.022 GWh, la planta se convertiría en una de las mayores instalaciones de este tipo en España. Las obras, que requerirán excavar más de 246.000 metros cúbicos de material y tender algo más de 1,5 kilómetros de tuberías, se calculan en un plazo de cinco años.

En muchos hogares, los sonidos cotidianos como el ventilador, el televisor o el cargador del móvil suelen pasar desapercibidos. Pero un zumbido en un enchufe debe interpretarse como una señal de advertencia que no conviene ignorar.

A diferencia de otros ruidos domésticos, este sonido puede revelar la presencia de un problema eléctrico capaz de poner en riesgo la seguridad de toda la vivienda.

Este fenómeno, conocido en algunos casos como arco eléctrico, ocurre cuando la corriente salta entre dos puntos conductores en lugar de circular por el cableado.

Causas habituales de los zumbidos en enchufes

La causa más común detrás de un enchufe que zumba es la presencia de cables sueltos en el interior. Los cables que no están bien sujetos generan resistencia eléctrica y pequeñas vibraciones, lo que se traduce en ese sonido característico. Este problema es frecuente en viviendas antiguas, donde el cableado puede tener varias décadas y no se ha renovado ante el incremento de consumo eléctrico en la actualidad.

Otra causa frecuente es la sobrecarga de los circuitos. El uso simultáneo de múltiples dispositivos —ordenadores, cargadores, electrodomésticos— en una sola regleta o enchufe multiplica las posibilidades de que la capacidad del circuito se vea superada. El calor generado por la sobrecarga no solo provoca zumbidos, sino que también puede derretir materiales y, en el peor de los casos, iniciar un incendio.

La instalación incorrecta es otro motivo relevante. Un error común es la inversión de polaridad, que se produce cuando los cables de fase y neutro están conectados al revés. Este tipo de fallo suele aumentar los problemas a medida que se conectan más aparatos, incrementando el riesgo eléctrico.

Qué significa un enchufe eléctrico que zumba

El zumbido o crujido en un enchufe es una advertencia de que algo no funciona correctamente en la instalación eléctrica. La electricidad de una vivienda se basa en una corriente alterna que cambia de polaridad decenas de veces por segundo, pero este cambio, en condiciones normales, no debería generar ningún sonido. Cuando el flujo se interrumpe por conexiones flojas, cableado dañado o sobrecargas, aparece el zumbido.

El arco eléctrico es el fenómeno más preocupante: ocurre cuando la electricidad salta a través del aire entre dos puntos conductores, generando calor, desgaste en los materiales y un sonido persistente. Si este proceso continúa, el calor acumulado puede derretir el plástico de los enchufes y cables, o incluso prender fuego a materiales cercanos.

Una pequeña chispa o chasquido al enchufar un aparato puede ser normal, pero un zumbido constante nunca debe ser ignorado. El sistema eléctrico está dando una señal clara de que hay un fallo estructural o de conexión.

Si escuchas un zumbido en un enchufe, significa que la electricidad no está circulando correctamente y puede deberse a cables sueltos, sobrecarga de circuitos, instalación defectuosa o componentes dañados. Ignorar este sonido expone a la vivienda a riesgos de incendio, cortocircuitos o descargas eléctricas.

Consecuencias y riesgos de ignorar el zumbido

Dejar pasar este tipo de sonidos puede derivar en consecuencias serias. Los enchufes que zumban no solo representan un mal funcionamiento, sino que pueden sobrecalentarse y provocar incendios domésticos. Pruebas y estadísticas en países como Malasia indican que hasta el 60% de los incendios en viviendas tienen origen en fallos eléctricos. En 2024, según The Star, se reportaron más de 2.000 incendios causados por cortocircuitos eléctricos.

Otros síntomas que pueden acompañar al zumbido son enchufes o interruptores calientes al tacto, olor persistente a quemado, luces que parpadean o se atenúan al conectar grandes electrodomésticos, y disyuntores que se disparan con frecuencia. Todos estos signos indican que el sistema eléctrico está en condiciones peligrosas.

El uso habitual de regletas encadenadas aumenta dramáticamente el riesgo de sobrecarga y, por tanto, de incendio. Además, el deterioro de cables por aplastamiento, pisadas o tirones puede dejar los filamentos metálicos al descubierto, lo que favorece la aparición de chispas y descargas.

Qué hacer ante un enchufe que zumba

La primera medida debe ser dejar de utilizar el enchufe inmediatamente y desconectar todos los aparatos conectados, siempre sujetando el enchufe y nunca tirando del cable. Si el ruido persiste, lo adecuado es cortar la electricidad desde el cuadro eléctrico para aislar la zona afectada.

Es fundamental inspeccionar si el enchufe está caliente, tiene manchas oscuras, deformaciones en el plástico o marcas de quemadura. Cualquiera de estos signos implica un riesgo mayor y requiere la intervención de un electricista profesional.

Intentar reparar el enchufe sin los conocimientos adecuados puede resultar peligroso. El manejo de sistemas eléctricos domésticos implica voltajes capaces de causar lesiones graves o incluso la muerte. Por ello, la recomendación es contactar siempre con un electricista certificado, quien dispone del equipo y el conocimiento para identificar fallos y realizar reparaciones seguras.

Tras la presentación de un paquete de inversión para ampliar la red de gasoductos en México, este jueves 7 de mayo, en su conferencia matutina la presidenta de México, Claudia Sheinbaum Pardo, fue cuestionada acerca de si este avance energético podría abrir el paso para exportar gas a los países de Centroamérica; la presidenta descartó esa opción a corto plazo.

Sin embargo, Sheinbaum explicó que actualmente su administración está evaluando la exportación de electricidad, en respuesta a una solicitud de Guatemala.

Sheinbaum detalló que México ya exporta electricidad a Guatemala, aunque por ahora el proceso se realiza a través de empresas privadas. Con el nuevo esquema de la Comisión Federal de Electricidad y los recientes cambios en las leyes de electricidad, el gobierno mexicano analiza cómo fortalecer este intercambio energético bajo el control estatal.

La mandataria subrayó que la prioridad es garantizar primero el abasto y las responsabilidades energéticas dentro del país. Solo después de cumplir con esos compromisos internos, se considerará ampliar la exportación de electricidad hacia Guatemala, país para el que esta opción representa un tema relevante.

Exportación de gas y electricidad de México a Centroamérica

Tanto Claudia Sheinbaum Pardo como el presidente de Guatemala, Bernardo Arévalo, han manifestado su coincidencia en la urgencia de avanzar hacia un modelo energético más limpio y eficiente, sustentado en la innovación tecnológica y el fortalecimiento de la infraestructura.

En una reunión entre jefes de Estado de ambas naciones, en 2025, definieron tres ejes principales para la cooperación bilateral: el fomento de las energías renovables, el desarrollo de mecanismos de interconexión eléctrica para optimizar el aprovechamiento de los recursos energéticos de la región, y la consolidación de proyectos orientados al desarrollo económico con responsabilidad ambiental.

La colaboración energética entre México y Guatemala se perfila como una oportunidad para fortalecer la integración regional y promover el acceso a fuentes más limpias y seguras. Ambos gobiernos mantienen abiertas las vías de diálogo para avanzar en proyectos que permitan elevar la capacidad de transmisión eléctrica y consolidar una red regional orientada al desarrollo sostenible.

Las tarifas eléctricas en los hogares de Estados Unidos experimentarán un incremento promedio de 8,5% durante el verano, entre junio y septiembre, con un costo estimado de USD 778, según la previsión de la National Energy Assistance Directors Association citada por The New York Times.

Este aumento responde tanto a la actualización de redes eléctricas como a la intensificación del consumo por temperaturas elevadas y el crecimiento de los centros de datos para inteligencia artificial, lo que impacta directamente en el bolsillo de los consumidores.

En el sur del país, el ajuste será más pronunciado. Florida, Georgia y las Carolinas enfrentarán un aumento del 13,5%, alcanzando los USD 860 por temporada, mientras que Texas y Oklahoma verán un alza del 11,5% hasta USD 924. Estos incrementos reflejan la presión que ejerce el uso intensivo del aire acondicionado debido al clima, lo que agrava la carga económica en estas regiones.

El costo de la electricidad supera el ritmo de la inflación general. El alza de precios combinada con picos de consumo derivados del calor extremo genera una situación de costos persistentemente elevados en la climatización estival, de acuerdo con las explicaciones de la National Energy Assistance Directors Association.

Factores globales y locales que influyen en los precios

El conflicto en Irán provocó un repunte de los precios globales del combustible, aunque no tuvo un impacto directo en el abastecimiento de gas natural, principal fuente para la generación eléctrica en Estados Unidos.

Kenneth Medlock, director sénior del Center for Energy Studies de Rice University, indicó al medio estadounidense que los precios internos del gas natural no se vieron afectados por la crisis en Oriente Medio. No obstante, Trevor Higgins, vicepresidente sénior de energía y medioambiente en el Center for American Progress, advirtió que una prolongación de la guerra podría incrementar la exposición a la volatilidad de precios.

Actualmente, 1 de cada 6 hogares estadounidenses mantiene deudas en sus facturas de energía, de acuerdo con la asociación citada. Tanto propietarios como inquilinos pueden recurrir al Low Income Home Energy Assistance Program, un programa federal distribuido por los estados en función de los ingresos y la composición familiar.

El umbral de elegibilidad suele fijarse en el 150% del nivel de pobreza federal, lo que equivale a USD 49.500 anuales para una familia de cuatro integrantes, detalló Mark Wolfe, director ejecutivo de la asociación.

Recomendaciones para reducir el impacto en la factura

Para contrarrestar el impacto económico, la principal recomendación es reducir el consumo energético. Mark Wolfe resumió ante The New York Times que “la mejor forma de reducir la factura de energía es consumir menos”.

Acciones de bajo costo, como sombrear ventanas, instalar burletes y cambiar los filtros de aire, pueden mejorar la eficiencia del sistema de climatización. Shelby Gatlin, directora ejecutiva de la Residential Energy Services Network, enfatizó que el cambio de filtros, con un coste aproximado de USD 15, tiene un efecto inmediato, ya que un filtro sucio obliga al sistema a trabajar en exceso y eleva el consumo eléctrico.

La revisión previa del aire acondicionado es fundamental para evitar fallas costosas durante los picos de temperatura. Ana Maria Carreño, responsable del programa climático de CLASP, recomienda comprobar los niveles de refrigerante y ajustar el sistema antes del verano.

Además, la especialista aconsejó optar por electrodomésticos certificados con el sello azul Energy Star, indicador de eficiencia energética. Carreño subrayó que, pese a intentos de eliminación, el programa sigue vigente.

Antes de invertir en un nuevo sistema de aire acondicionado, Gatlin sugiere verificar la estanqueidad de los ductos, ya que una vivienda con fugas puede desperdiciar la inversión.

Existen pruebas específicas para detectar fugas, y la red ofrece listados de técnicos certificados. Además, cada estado puede ofrecer reembolsos para mejoras de eficiencia, aunque los criterios y montos varían.

Sistemas y hábitos para una mayor eficiencia energética

Los sistemas de aire acondicionado de ventana, aunque económicos, resultan menos eficientes. Para optimizar su funcionamiento, Carreño recomendó instalarlos a la sombra y mantener los filtros limpios.

En viviendas sin aire acondicionado, el uso de ventiladores puede ser eficaz si se apagan en ausencia de personas, dado a que su función es facilitar la evaporación del sudor y la sensación de frescura.

El rango de temperatura recomendado para el termostato en verano se sitúa entre 21 y 25°C (70 a 78°F) con personas presentes, y hasta 25°C (78°F) cuando no hay ocupantes. Por cada grado adicional dentro de ese margen, puede lograrse un ahorro de aproximadamente 3% en la factura eléctrica, según la asociación de directores de energía.

Innovaciones con asistencia estatal frente al aumento de tarifas

La incorporación de paneles solares portátiles tipo “plug-in”, conocidos como “balcon solar”, comienza a reconocerse en Estados Unidos, en línea con una tendencia ya consolidada en Europa. Estos sistemas, compuestos por paneles y un inversor portátil, permiten una instalación temporal y portabilidad al mudarse, beneficiando tanto a propietarios como a inquilinos.

El costo inicial ronda los USD 2.000 y el ahorro varía según el clima y las tarifas locales. Utah fue el primer estado en aprobar esta modalidad para 2025, según Jennifer Eden, directora asociada de Utah Clean Energy. Otros estados como Maine y Virginia siguen esta tendencia, y más de una docena evalúan iniciativas similares, de acuerdo con la organización Bright Saver.

Frente a dificultades para afrontar los pagos, la mitad de los estados ofrece asistencia adicional durante el verano, aunque los requisitos y fondos asignados difieren. El Departamento de Energía centraliza la información sobre contactos regionales y alternativas de apoyo para familias afectadas.

Las estrategias para enfrentar el aumento de las tarifas eléctricas en Estados Unidos combinan mejoras tecnológicas, cambios conductuales y acceso a programas de ayuda estatales y federales.

Expertos y organismos insisten en la importancia de revisar la eficiencia en el consumo y aprovechar los recursos disponibles para compensar el impacto económico del alza en los costos energéticos.

En un pequeño taller, un constructor decidió enfrentar el desafío de calentar agua sin recurrir a electricidad ni combustibles tradicionales. Su propuesta se basa en una idea innovadora: aprovechar el movimiento mecánico y los campos magnéticos para generar calor directamente en el agua, prescindiendo de cualquier conversión intermedia.

Un calentador distinto: cómo funciona el sistema

El dispositivo, mostrado en el canal de YouTube Greenhill Forge, consta de un calentador de agua compacto que utiliza dos rotores magnéticos y una bobina de cobre. El núcleo del sistema está formado por un disco plano de tubos de cobre, enrollados en espiral y soldados para crear un conductor continuo. Entre los dos rotores giratorios, el agua circula por el interior de este tubo de cobre.

Cuando los imanes giran cerca del cobre, inducen corrientes parásitas en el metal. Estas corrientes generan calor en las paredes de los tubos, que se transfiere directamente al agua que fluye por el interior, sin necesidad de transformar el movimiento en electricidad ni emplear resistencias eléctricas.

Precisión y diseño: claves del funcionamiento

La construcción de este sistema requiere precisión. El proceso comienza con una plantilla de acero para mantener la bobina de cobre perfectamente formada y espaciada. El tubo, de unos 8 mm de grosor, se enrolla de forma uniforme y se asegura con abrazaderas antes de soldarlo.

Tras la limpieza, el estator se monta en un marco cuadrado y los rotores magnéticos se posicionan a ambos lados, alineados con cojinetes y tuercas para asegurar un giro suave.

La rotación es esencial para el rendimiento del calentador. Incluso pequeñas desviaciones pueden afectar la eficiencia o provocar inestabilidad. El movimiento del agua se logra mediante una bomba sumergible compacta, capaz de bombear hasta 600 litros por hora con un consumo eléctrico mínimo, apenas 10 vatios.

Resultados de las pruebas y eficiencia

Para demostrar su funcionamiento, se utilizó un taladro con cable que hizo girar el sistema a unas 400 RPM. En esas condiciones, el calentador procesó 1,5 litros de agua, subiendo la temperatura de 8 °C a 24 °C en tres minutos. El agua que salía alcanzó los 28 °C, lo que representa una potencia calorífica aproximada de 575 vatios.

El rendimiento del dispositivo depende directamente de la velocidad de rotación. La potencia generada aumenta con el cuadrado de las revoluciones por minuto (RPM): duplicar la velocidad produce cuatro veces más calor. En condiciones ideales, a 2000 RPM, el aparato podría alcanzar una potencia de hasta 14,5 kW.

Durante la prueba, la bobina de cobre mantuvo una temperatura similar a la del agua, lo que indica alta eficiencia en la transferencia de calor. La limitación no estuvo en el calentador, sino en el taladro, que se sobrecalentó antes que el propio sistema.

Aplicaciones y ventajas para entornos sin red eléctrica

El calentador muestra su mayor potencial cuando se conecta a una fuente mecánica directa, como una turbina eólica o una pequeña central hidroeléctrica. En estos casos, no existen pérdidas relacionadas con la conversión de energía, y el calor se genera tan pronto como el sistema comienza a girar, deteniéndose al cesar el movimiento. Esto lo convierte en una opción adecuada para fuentes de energía renovable y variables.

El diseño evita complicaciones habituales de otros sistemas de calefacción: no requiere almacenamiento de combustible, ni sistemas de escape, ni resistencias eléctricas susceptibles de fallos. Para quienes viven en zonas aisladas de la red eléctrica, este dispositivo ofrece una alternativa sencilla, robusta y eficiente para calentar agua usando solo energía mecánica.

La propuesta de Greenhill Forge abre nuevas posibilidades para la calefacción sostenible, apoyándose en la física básica y en la precisión de la fabricación artesanal para obtener calor útil con recursos mínimos y máxima eficiencia.

Los embalses llevan décadas formando parte del paisaje español como infraestructuras de gestión de agua y producción eléctrica. Pero la transición energética les ha abierto una tercera función, y es la de grandes baterías para almacenar energía. En Vilariño de Conso (Ourense), la central de bombeo Conso II aspira a convertirse en una de las mayores instalaciones de almacenamiento hidroeléctrico de Europa. En concreto, contará con una potencia de 1.800 MW y una inversión de 1.500 millones de euros.

La planta, propiedad de Iberdrola, será completamente subterránea, a unos 500 metros de profundidad, y funcionará como una batería de agua a escala industrial. Así, acumulará la energía renovable sobrante en horas de baja demanda y la devolverá a la red cuando el consumo lo exija. La propuesta de Conso II comenzó en 2019 y arrancó con 900 MW de potencia.

Su principio de funcionamiento es el mismo que el de cualquier central de bombeo, pero a una escala que no tiene precedentes en España. La instalación aprovechará el desnivel de 689 metros entre los embalses de Cenza y Bao, ambos ya existentes, para mover agua en dos sentidos.

Cuando la red eléctrica tiene más energía de la que puede consumir, algo cada vez más frecuente en días de mucho sol o viento, las seis turbinas reversibles de 300 MW cada una actuarán como bombas y trasladarán agua del embalse inferior al superior. Cuando la demanda suba, ese volumen de agua descenderá por las tuberías y generará energía. La producción anual rondará los 4.000 GWh, una cifra que representa cerca del 30% del consumo eléctrico de Galicia, el equivalente a la mitad de lo que generó el reactor nuclear de Almaraz II en 2024.

¿Por qué España necesita almacenar energía renovable?

Las renovables crecen a gran velocidad, pero su carácter intermitente obliga a contar con sistemas de almacenamiento potentes. Cuando hay exceso de generación solar o eólica, esa energía se desperdicia si no hay donde guardarla. Este tipo de proyectos están diseñados, precisamente, para evitarlo, ya que equilibran la red y aprovechan la electricidad limpia que de otro modo se perdería.

Un proyecto que minimiza el impacto ambiental

Uno de los argumentos a favor de Conso II es que se apoyará en infraestructuras ya existentes, lo que reduce la intervención sobre el territorio. Las conexiones entre los embalses de Cenza y Bao se realizarán mediante galerías subterráneas, una solución pensada para minimizar el impacto en el entorno, especialmente en una zona integrada en la Red Natura 2000.

Pero la complejidad técnica del proyecto es considerable. Entre 2021 y 2022 se realizaron sondeos geológicos adicionales para detectar posibles problemas derivados de fallas y zonas de debilidad en el subsuelo. Los informes concluyeron que la infraestructura es viable, pero recomendaron seguir profundizando en los estudios antes de iniciar las obras. Para ello, se plantea la construcción de una galería específica de investigación que analice el comportamiento del terreno en detalle.

Las condiciones que exigen antes de ponerlo en funcionamiento

Sin embargo, la compañía propietaria mantiene cierta prudencia y no tomará la decisión definitiva de inversión hasta tener garantizadas dos cuestiones. La primera, una concesión hidroeléctrica suficientemente amplia y, segundo, un marco claro de pagos por capacidad que haga viable el proyecto. El contexto regulatorio será, por tanto, determinante para que Conso II salga adelante.

Aun así, Iberdrola en un comunicado habla de crear “la gran despensa de energía limpia de la península ibérica”, con capacidad para abastecer a miles de hogares y aprovechar la producción renovable en horas de baja demanda. Se llegó a plantear comenzar las obras el año pasado, pero los permisos no llegaron a tiempo.

España necesita soluciones de almacenamiento a gran escala si quiere seguir aumentando la cuota de renovables sin comprometer la estabilidad del sistema. Este tipo de proyectos, al final, dejan de ser una opción para convertirse en una necesidad.

Desde el inicio de 2026, Argentina adoptó un nuevo esquema para la asignación de subsidios en los servicios de electricidad y gas para hogares. El programa, llamado Subsidios Energéticos Focalizados (SEF), estableció un único criterio para la entrega de beneficios en electricidad, gas natural, gas propano por redes y garrafas de 10 kilos. El acceso quedó reservado a los hogares que cumplan con condiciones socioeconómicas y patrimoniales específicas, bajo un sistema centralizado y digital.

El esquema tiene un procedimiento único para todos los beneficiarios y criterios de acceso unificados. La administración del trámite está concentrada en una plataforma digital oficial y se basa en el análisis de la situación económica del hogar.

Ahora, solo existen dos grupos: quienes reciben el subsidio y quienes no cumplen con los requisitos para acceder. El punto central es que los ingresos familiares no pueden superar el monto equivalente a tres Canastas Básicas Totales de acuerdo con el INDEC. También se contemplan situaciones especiales, como poseer Certificado Único de Discapacidad (CUD) o estar incluidos en el ReNaBaP.

La gestión del subsidio se realiza de forma exclusiva en la página oficial del Ministerio de Economía (argentina.gob.ar/subsidios). Aquellos que ya estaban inscriptos en el antiguo registro (RASE) no necesitan reinscribirse, ya que sus datos fueron migrados automáticamente al nuevo Registro de Subsidios Energéticos Focalizados (ReSEF). Deben iniciar el trámite quienes nunca accedieron al beneficio, quienes recibían la Tarifa Social de Gas o el Programa Hogar, y quienes modificaron su situación familiar o económica.

Para ingresar al portal, es necesario tener una cuenta en Mi Argentina con CUIL y clave personal. La plataforma permite revisar el estado del subsidio, consultar solicitudes anteriores y pedir revisiones si los datos no coinciden con la realidad del hogar.

Documentación y requisitos

Para solicitar el subsidio, se requiere información sobre la titularidad del servicio y la composición de la familia. Entre los datos obligatorios figuran el número de medidor y cliente, el DNI y su número de trámite, el CUIL de todos los integrantes mayores de 18 años y un correo electrónico activo. El proceso se realiza mediante declaración jurada, con parte de los datos completados automáticamente, aunque el solicitante debe verificar y actualizar la información restante.

El requisito principal es que el ingreso neto del hogar no supere el valor de tres Canastas Básicas Totales para un hogar tipo 2. Existen excepciones para personas con discapacidad, excombatientes de Malvinas y quienes demuestren residencia en barrios populares. El Estado efectúa controles cruzados para validar la información, y puede aprobar o rechazar la solicitud según los datos aportados.

Beneficio y aplicación en facturas

Al aprobarse la solicitud, el subsidio se descuenta de manera directa en la factura del servicio. En electricidad, la bonificación general es del 50% sobre un bloque de consumo especificado. En el caso del gas por red, el descuento del 50% aplica durante los meses de mayor consumo, y no se otorga en períodos de menor demanda. En 2026, se sumó una bonificación extra del 25% en enero, que disminuye en forma gradual hacia fin de año. Para quienes adquieren garrafas de 10 kilos, el descuento se aplica directamente en la compra, siempre que la inscripción sea válida y el pago se realice de manera electrónica.

El Gobierno dispuso una actualización en el esquema de subsidios energéticos para el mes en curso, estableciendo una bonificación adicional del 25% sobre el consumo de los usuarios de gas natural y gas propano indiluido por redes alcanzados por el Régimen de SEF.

El paso a paso para pedir el subsidio

1- Verificar si corresponde inscribirse

El primer paso es comprobar si el hogar ya figura en el nuevo registro o si necesita iniciar una inscripción. El antiguo RASE fue reemplazado por el Registro de Subsidios Energéticos Focalizados (ReSEF). Los inscriptos en el sistema anterior no deben realizar ningún trámite adicional, ya que su información fue transferida.

Deben inscribirse quienes nunca gestionaron el subsidio, los hogares que recibían ayuda a través del Programa Hogar para garrafas o la Tarifa Social de Gas en zonas habilitadas. En estos casos, la inscripción es obligatoria para acceder o mantener el beneficio.

2- Acceder a la plataforma oficial

El trámite se gestiona en la web oficial para subsidios energéticos (https://www.argentina.gob.ar/subsidios). Desde allí, es posible iniciar el proceso, consultar el estado de solicitudes anteriores o verificar si el hogar ya percibe el beneficio.

Para operar en la plataforma es indispensable contar con una cuenta en Mi Argentina, habilitada con CUIL y clave personal. Una vez ingresado, se puede seleccionar la opción que corresponda según la situación de cada familia.

Las funciones principales del portal incluyen:

• Verificar si el hogar recibe subsidios
• Consultar el estado de solicitudes en curso
• Solicitar una revisión si los datos no reflejan la situación real del grupo familiar

3- Reunir la documentación necesaria

Antes de iniciar la carga de datos, es recomendable contar con toda la información solicitada para completar el formulario de manera ágil. Se requiere:

• Número de medidor y de Cliente, Servicio, Cuenta, Contrato o NIS, disponibles en la factura de electricidad o gas
• Número de DNI y número de trámite del DNI de la persona que realiza la gestión
• Número de CUIL de cada integrante mayor de 18 años
• Correo electrónico activo y habitual

Estos datos permiten identificar el suministro y acreditar la composición del grupo familiar en el sistema.

4- Completar la inscripción en el ReSEF

Quienes no figuren en el registro deben completar el formulario digital disponible en la plataforma, que tiene carácter de declaración jurada y requiere información precisa y actualizada.

El formulario solicita datos sobre ingresos, cantidad de integrantes, situación laboral y otros aspectos socioeconómicos y patrimoniales. Parte de la información se completa automáticamente con datos oficiales, aunque corresponde al solicitante revisar y completar los campos faltantes.

5- Evaluación de requisitos

Tras enviar la solicitud, el Estado analiza si el hogar cumple con los criterios para acceder al subsidio. El requisito principal es que el ingreso neto del grupo familiar sea inferior a tres Canastas Básicas Totales (CBT) para un hogar tipo 2, según los valores publicados por el Instituto Nacional de Estadística y Censos (Indec).

El sistema contempla situaciones específicas, como:

• Integrantes con Certificado de Vivienda emitido por el Registro Nacional de Barrios Populares (ReNaBaP)
• Percepción de una Pensión Vitalicia para Veteranos de Guerra del Atlántico Sur
• Integrantes con Certificado Único de Discapacidad (CUD)

También se realizan controles patrimoniales y cruces de información para confirmar la situación económica del hogar. Según estos datos, la solicitud puede ser aprobada o rechazada.

6- Notificación y aplicación del subsidio

Una vez finalizada la evaluación, el sistema comunica si el hogar accede al subsidio, que se aplica directamente en la factura del servicio.

En electricidad, el beneficio contempla una bonificación base del 50% sobre un bloque de consumo específico. Para el gas por red, la bonificación del 50% se aplica en los meses de mayor demanda, y no se otorga subsidio en los períodos de menor consumo.

Durante 2026, se suma una bonificación adicional del 25% en ambos servicios durante enero, que se reduce gradualmente hasta diciembre.

Para quienes utilizan gas envasado, el subsidio se otorga como un descuento directo en la compra de garrafas de 10 kilos, siempre que la inscripción esté vigente y el pago se realice mediante medios electrónicos.

7- Consultas, revisiones y actualizaciones

La plataforma permite consultar el estado de las solicitudes en cualquier momento y solicitar una revisión si la evaluación no se corresponde con la situación real. Para ello se requiere la información personal y el número de trámite.

Si se produjeran cambios en la composición del hogar, ingresos o tipo de servicio contratado, los datos pueden actualizarse en el sistema para que sean considerados en futuras evaluaciones.

El margen de reserva energética en el sistema eléctrico de Nueva York se redujo a 417 megavatios (MW) en vísperas del verano, el nivel más estrecho registrado en más de una década y uno de los más bajos de la historia, según el último informe del New York Independent System Operator (NYISO).

Un límite que, constituye una señal de advertencia seria ante la inminente llegada de temperaturas superiores a lo habitual, que podrían poner en riesgo la estabilidad y continuidad del suministro eléctrico durante los picos de demanda.

El descenso responde al cierre de centrales obsoletas, retrasos en la puesta en marcha de proyectos renovables y un aumento acelerado del consumo eléctrico por la proliferación del aire acondicionado, vehículos eléctricos y bombas de calor.

El margen actual alcanza para abastecer a aproximadamente 250.000 viviendas durante los momentos de uso máximo, una cifra considerablemente menor que el colchón de seguridad disponible hace un año.

El reporte anual presentado por el NYISO, detalla que la combinación de generación anticuada, limitaciones en la red de transmisión y la tendencia al alza en el uso eléctrico refleja un escenario donde los márgenes de confiabilidad continúan disminuyendo.

Solo en el último año, el margen de reserva se redujo a menos de la mitad, lo que intensifica la preocupación de las autoridades ante la posibilidad de interrupciones o restricciones en el servicio, especialmente durante olas de calor persistentes.

El informe también advierte que, en condiciones climáticas extremas, si se presentara una ola de calor con temperaturas promedio de 95 °F (35 °C) durante tres días consecutivos, el margen de capacidad caería a -1.679 MW. Si la temperatura se eleva hasta 98 °F (37 °C), la carencia aumentaría a -3.370 MW.

Bajo estas condiciones, los operadores se verían obligados a implementar protocolos de emergencia para procurar hasta 3.166 MW adicionales y mantener el funcionamiento del sistema, según indicó New York Independent System Operator.

Factores del descenso en el margen de reserva

La reserva mínima legal, establecida por la entidad reguladora New York State Reliability Council, obliga a mantener 2.620 MW disponibles sobre la demanda pico prevista, que este verano se estima en 31.578 megavatios.

Sin embargo, la brecha entre capacidad disponible y consumo esperado se redujo de manera significativa y la demanda podría aumentar. El récord histórico de demanda, registrado el 19 de julio de 2013, fue de 33.956 megavatios.

Conforme a los datos aportados por New York Independent System Operator, las causas principales de la situación actual son el retiro de centrales de carbón y nucleares y la incorporación insuficiente de proyectos de energía renovable, que no logran compensar el incremento del consumo derivado de la electrificación residencial y la expansión de la movilidad eléctrica.

Impacto de olas de calor y medidas de emergencia

Ante este panorama, Aaron Markham, vicepresidente de Operaciones del NYISO, advirtió: “Esta evaluación refleja los desafíos de una red en transición: la reducción de los márgenes de confiabilidad, problemas de funcionamiento en generadores anticuados y la ausencia de nuevos recursos despachables”.

Markham recalcó que se requiere una coordinación estrecha con los propietarios de centrales, empresas eléctricas, operadores de redes vecinas y autoridades estatales para evitar interrupciones en el suministro durante el verano.

El propio NYISO prevé que, al mantenerse los márgenes de reserva por debajo de los estándares regulatorios, será cada vez más frecuente la emisión de alertas para inducir a la ciudadanía a reducir el consumo eléctrico, en especial durante episodios de olas de calor.

Estas advertencias podrían anteceder la aplicación de cortes controlados como medida de último recurso para evitar el colapso del sistema.

Asimismo, se estudia la posibilidad de adquirir energía costosa a estados vecinos como Nueva Jersey y Pensilvania, de acuerdo con @newyork__only.

Contexto regulatorio y riesgos futuros

El sistema es regulado por el New York Independent System Operator, bajo la supervisión de la Comisión Federal Reguladora de Energía, el organismo de certificación North American Electric Reliability Corporation, el Northeast Power Coordinating Council y la entidad reguladora New York State Reliability Council. El marco regulatorio sigue los estándares más estrictos de Estados Unidos.

La situación actual evidencia una brecha creciente entre los objetivos de transición ecológica en Nueva York y la capacidad real de la infraestructura, lo que deja al sistema eléctrico en una posición vulnerable ante escenarios climáticos extremos y demanda inédita.

El Ministerio de Energía y Minas (MINEM) oficializó la aprobación de la Norma DGE sobre especificaciones técnicas y estándares tecnológicos y de desempeño de los Sistemas de Medición Inteligente (SMI), que regirá la modernización de los medidores eléctricos en el país.

La medida, formalizada con la Resolución Ministerial N° 188-2026-MINEM/DM, fue publicada el 30 de abril de 2026 y marca un nuevo marco obligatorio para la industria de distribución eléctrica.

Alcance y objetivo de la norma

La norma establece que los medidores inteligentes, conocidos como SMI, deberán cumplir parámetros mínimos de precisión, seguridad, interoperabilidad y eficiencia.

El documento consta de tres capítulos, veinte artículos y cuatro disposiciones complementarias, y su implementación será supervisada por el Ministerio de Energía y Minas (MINEM).

El objetivo central es asegurar la compatibilidad de los nuevos sistemas con la infraestructura eléctrica existente y futura, promoviendo la modernización del servicio y el acceso a información oportuna para los usuarios.

Según la resolución, los SMI constituyen una red tecnológica capaz de brindar comunicación bidireccional y remota entre los componentes del sistema, permitiendo “una mejor gestión de la red, con efectos positivos tanto a corto como a largo plazo”.

De esta manera, el usuario podrá contar con información precisa sobre su consumo y se facilitará la introducción de tarifas dinámicas.

Requisitos y responsabilidades para empresas distribuidoras

La norma dispone que las empresas de distribución eléctrica deberán utilizar medidores inteligentes que permitan lectura remota, detección de fallas y gestión eficiente de la red, así como asegurar la protección de datos y la ciberseguridad.

El costo del medidor inteligente será asumido por la empresa y no se incluirá en el presupuesto de instalación, aunque los gastos de mantenimiento y reposición se abonarán mensualmente en la tarifa del usuario.

“Los SMI son el conjunto de hardware, software y redes de comunicación necesarias para la comunicación bidireccional y segura entre sus componentes”, señala la Dirección General de Electricidad.

El despliegue gradual del plan de reemplazo de medidores busca empoderar a los usuarios y mejorar la eficiencia energética a través de tarifas diferenciadas y consumo informado, tal como también ha recomendado el Osinergmin.

Impacto en usuarios y en la gestión de la red eléctrica

La implementación de los SMI permitirá a los usuarios acceder a información detallada sobre su consumo y facilitará la integración de nuevos servicios, incluyendo la gestión eficiente de recursos energéticos distribuidos.

La Dirección General de Electricidad enfatizó que “la calidad de servicio mejorará con el monitoreo de la red y la innovación de los procesos técnicos y comerciales”.

El Ministerio de Energía y Minas sostiene que estos cambios optimizarán los costos del servicio eléctrico, reducirán pérdidas técnicas y no técnicas, y favorecerán la respuesta a la demanda mediante la introducción de precios diferenciados.

La resolución dispone la publicación de la norma y su anexo en el portal digital del Ministerio de Energía y Minas, asegurando así su acceso público a partir de la fecha de publicación en el diario oficial.

Paraguay se ha convertido en uno de los casos más destacados del mundo en materia energética al generar prácticamente toda su electricidad mediante fuentes renovables. El país sudamericano produce más del 99% de su energía eléctrica gracias a un sistema basado casi por completo en centrales hidroeléctricas, una situación que lo posiciona como líder regional en energía limpia y sostenibilidad.

La clave de este modelo energético se encuentra en su enorme capacidad hidroeléctrica. Paraguay sostiene su matriz eléctrica principalmente a través de tres grandes represas: Represa de Itaipú, Represa de Yacyretá y Central Hidroeléctrica Acaray. Entre las tres generan prácticamente toda la electricidad consumida en el país y además permiten exportar grandes cantidades de energía a naciones vecinas.

Según los datos difundidos sobre el sistema energético paraguayo, Itaipú aporta cerca del 80% de la generación eléctrica total. Yacyretá contribuye aproximadamente con el 18%, mientras que Acaray representa alrededor del 2%. Gracias a esta combinación, Paraguay mantiene uno de los porcentajes más altos de generación renovable del planeta.

La situación resulta especialmente llamativa porque el país produce mucha más electricidad de la que necesita para abastecer a su población y su industria. Esto genera un importante excedente energético que es exportado principalmente a Brasil y Argentina, convirtiendo la energía en uno de los recursos económicos más estratégicos para Paraguay.

El modelo paraguayo funciona gracias a una combinación de abundancia hídrica, baja demanda interna y una infraestructura energética desarrollada durante décadas. A diferencia de otras naciones que todavía dependen de combustibles fósiles para cubrir gran parte de sus necesidades eléctricas, Paraguay logró consolidar un sistema prácticamente libre de emisiones asociadas a la generación de electricidad.

Este liderazgo energético también tiene impacto en el debate global sobre sostenibilidad y cambio climático. Mientras numerosos países buscan reducir su dependencia del petróleo, el gas y el carbón, Paraguay aparece como un ejemplo de transición energética basada en recursos renovables de gran escala.

Además del beneficio ambiental, el sistema ofrece estabilidad energética y menores riesgos frente a la volatilidad internacional de los combustibles fósiles. En escenarios de tensión geopolítica o crisis energéticas globales, disponer de una matriz renovable permite reducir la dependencia de mercados externos y garantizar el suministro eléctrico.

El caso paraguayo también fortalece la integración energética en Sudamérica. La exportación de electricidad hacia países vecinos convierte al país en un actor estratégico dentro de la región, especialmente por su capacidad para abastecer energía limpia de forma constante.

A nivel mundial, Paraguay integra un grupo reducido de países que lograron alcanzar niveles extremadamente altos de generación renovable. Entre ellos también aparecen Noruega, Nepal y Etiopía, aunque cada uno con características diferentes según sus recursos naturales y estructura energética.

Noruega, por ejemplo, genera entre el 90% y el 95% de su electricidad mediante energía hidroeléctrica complementada con parques eólicos. Nepal obtiene cerca del 98% de su electricidad a través de fuentes renovables, impulsado por su potencial hídrico. Etiopía también supera el 98% de capacidad renovable gracias al desarrollo conjunto de energía hidroeléctrica, solar y eólica.

Sin embargo, el caso paraguayo destaca especialmente por el tamaño de su excedente energético y por el peso que la electricidad tiene dentro de su economía regional. Las represas compartidas con Brasil y Argentina se encuentran entre las más importantes de América Latina y representan proyectos clave para el suministro eléctrico continental.

La transición hacia sistemas energéticos más limpios se ha convertido en una prioridad para numerosos gobiernos ante el crecimiento de la demanda eléctrica global y el impacto ambiental de los combustibles fósiles. En este contexto, Paraguay demuestra que una matriz prácticamente renovable puede sostener tanto el consumo nacional como la exportación internacional de energía.

El Ministerio de Energía y Minas (MINEM) ha presentado un proyecto de modificación del artículo 184 del Reglamento de la Ley de Concesiones Eléctricas, a través de la Resolución Ministerial N.° 185-2026-MINEM/DM, que busca aumentar la iluminación pública para enfrentar la inseguridad ciudadana.

Sin embargo, sus efectos en la práctica implican un probable aumento en la tarifa eléctrica para usuarios residenciales, comercios e industrias, especialmente en zonas de alto riesgo delictivo.

Más luz en las calles, más alto el recibo

El objetivo oficial es claro: que calles y avenidas peligrosas tengan mejor alumbrado para reducir delitos y dar más tranquilidad a la gente.

Según cifras del propio Estado, el 56,1% de la población urbana mayor de 15 años —más de 10,7 millones de personas— se siente insegura al caminar sola de noche, y 764 mil personas identifican la falta de luz como causa directa de esa sensación.

El MINEM sostiene que la medida no crea, de inmediato, un pago adicional en el recibo, pero abre la puerta para que los costos de proyectos especiales de iluminación sean incorporados indirectamente y de forma gradual a la tarifa.

El tope del 5% en el cobro por alumbrado público se mantiene, pero si se hacen obras adicionales, estos gastos podrían convertirse en “cargos especiales” reconocidos en la factura.

¿Qué cambiará en la factura de luz?

El límite para facturar alumbrado público seguirá siendo 5% del total de la boleta eléctrica, pero los proyectos especiales de mayor iluminación podrán generar cargos adicionales. El monto mínimo a pagar será S/ 0,55 y el máximo S/ 3,300 por usuario, en función de la UIT vigente en 2026 (S/ 5,500).

De acuerdo con el proyecto, el cobro se repartirá según el consumo de cada usuario, afectando a todos los clientes del sistema eléctrico, desde hogares hasta grandes empresas.

Entre 2026 y 2030, los costos de mejoras en zonas peligrosas podrán ser reconocidos como cargos diferenciados en la factura. A partir de 2030, estos costos se integrarán definitivamente en la tarifa base del servicio eléctrico.

La propuesta del MINEM surge como respuesta al Decreto Legislativo N.° 1740, que autoriza al Poder Ejecutivo a disponer medidas para reforzar la iluminación en sectores considerados de riesgo.

¿Por qué el gobierno dice que es necesario?

El argumento es que la iluminación insuficiente contribuye a la inseguridad y que aumentar la luz en las calles puede bajar los delitos hasta en un 21%, según estudios internacionales citados.

El Centro Histórico de Lima, por ejemplo, es uno de los lugares con “tramos críticos” de baja iluminación, lo que aumenta el riesgo para transeúntes y comerciantes.

El MINEM publicará cada año una lista de las vías más peligrosas, usando datos oficiales y reportes policiales, para priorizar dónde invertir en más luces. El Estado usará mapas de delitos y denuncias para priorizar calles y barrios críticos.

Las empresas eléctricas podrán hacer proyectos de alumbrado especial en estas zonas, con aval técnico y aprobación previa del Ministerio. Si un municipio quiere poner más luces de las que permite la norma, deberá asumir el costo extra.

¿Quién paga el costo de esta nueva lucha contra el crimen?

El costo recae en todos los usuarios de electricidad, no solo en quienes viven en las zonas peligrosas. No se crea un nuevo recibo, pero el monto por alumbrado público en la factura mensual puede subir si se aprueban proyectos especiales en la zona.

Sin embargo, la norma no resuelve los problemas de fondo de la inseguridad, ni garantiza que el gasto extra realmente reduzca el delito. La eficacia dependerá de cómo se implementen los proyectos y de la vigilancia de OSINERGMIN y el propio Ministerio.

Cuando vemos un embalse, solemos pensar que sus reservas de agua solo sirven para el riego de los campos o el consumo humano. Pero estas gigantescas infraestructuras son uno de los pilares más importantes del sistema eléctrico español. Durante décadas, han funcionado como un gran “as en la manga” para encender la calefacción y mantener nuestra red a flote en las épocas más frías del año. Pero, con la expansión de las renovables, las reglas del juego energético van a cambiar de manera radical.

Un estudio de Funcas elaborado por investigadores del Instituto de Investigación Tecnológica (IIT) de la Universidad Pontificia Comillas-ICAI revela que la inminente transición energética hacia fuentes de energía limpia obligará a transformar por completo la forma en que gestionamos nuestros pantanos. En un futuro no muy lejano, el agua deberá guardarse cuidadosamente durante el invierno para ser utilizada en primavera y verano para acompañar a otras fuentes de energía como la solar.

El auge renovable redefine el papel de las reservas hidroeléctricas

Históricamente, la gestión de las reservas hidroeléctricas en nuestro país estaba diseñada casi a medida para producir energía durante los meses de mayor demanda eléctrica, que tradicionalmente coincidían con el invierno. En los meses de más frío y pocas horas de luz, la necesidad de electricidad se disparaba y, en consecuencia, los precios en el mercado mayorista eran más altos. La estrategia consistía en que los pantanos abrían sus compuertas para turbinar agua (generar energía a partir de agua) cuando más falta hacía y cuando más rentable resultaba.

Pero el rapidísimo crecimiento de las energías renovables —especialmente la solar y la eólica, que según las previsiones del Gobierno llegarán a suponer casi el 80% de toda nuestra electricidad para 2030— ha hecho que cambien las dinámicas. Esta irrupción masiva ha provocado que la demanda neta de energía (lo que falta por cubrir cuando no hace sol ni viento) ya no siga los mismos patrones que en las últimas décadas. Así, el estudio explica que este aumento de energía renovable modificará drásticamente la operativa de las reservas hidráulicas, desplazando el uso del agua de los embalses hacia los meses estivales.

¿Por qué se produce este cambio? La respuesta está en el cielo. La energía hidráulica tiene ahora una mayor utilidad para acomodar y complementar la enorme producción fotovoltaica de España. Durante un día de verano, el sol produce enormes cantidades de electricidad barata, cubriendo el grueso del consumo. Pero cuando llega la noche y los millones de aires acondicionados del país siguen funcionando a pleno rendimiento, el sistema necesita un respaldo potente e inmediato. En ese momento, los pantanos se convertirán en una gigantesca batería natural que entrará en acción para compensar la caída de la energía solar.

De hecho, en España, nuestros embalses tienen una capacidad de rampa (la velocidad a la que pueden aumentar su producción de energía) de 2.400 megavatios (MW) por cada hora, según datos del análisis de Funcas. Es decir, que en cuestión de minutos, pueden inyectar una cantidad masiva de energía a la red. En total, el sistema eléctrico español cuenta con 14.788 MW de capacidad hidráulica regulable (embalses tradicionales y bombeo mixto) y otros 3.649 MW de bombeo puro.

El sobrecoste en la factura si no nos adaptamos

Además, adaptar los embalses a este nuevo ritmo también es una obligación económica para evitar que los costes del sistema se disparen. Los autores de la investigación han analizado qué pasaría si mantuviéramos una gestión “inflexible” de la hidroeléctrica, es decir, si siguiéramos usando el agua con el patrón tradicional de invierno.

Esta falta de flexibilidad penalizaría económicamente al país, obligando a aumentar las necesidades de instalación de grandes baterías al menos en un 10%. Exprimir al máximo la flexibilidad de la demanda y de nuestras centrales hidráulicas es clave, ya que reduce en gran medida la necesidad de acometer nuevas (y altísimas) inversiones en infraestructuras de almacenamiento, lo que a la larga repercutiría en lo que todos pagamos por la luz.

¿Y qué pasa con el cambio climático?

Sin embargo, esta silenciosa revolución se enfrenta a un enemigo que todos tenemos en común: el cambio climático. Pedirle a nuestros embalses que funcionen como baterías choca con la realidad de que cada vez llueve menos en la península ibérica. El informe también advierte que para el año 2050 se espera una preocupante reducción de las aportaciones de agua en las diferentes cuencas hidrográficas de España, que caerán entre un 4% y un 13%.

Para hacernos una idea del impacto de la sequía, en un año hidrológico extremo, la energía producida por los saltos de agua puede desplomarse desde los casi 30 teravatios hora (TWh) de un año promedio a tan solo 18 TWh. Así, en 2050, la energía disponible en un año hidrológico promedio bajará a 21,5 TWh. Pero, si en ese año sufrimos un año excepcionalmente seco, la producción hidráulica podría desplomarse hasta unos críticos 13,1 TWh. En estas condiciones de extrema sequía, el sistema requeriría mucha más inversión en otro tipo de almacenamiento para garantizar que no haya apagones.

Por último, el estudio advierte de un escollo puramente legal, ya que, según explica, las reglas económicas actuales no están preparadas para esta nueva realidad. El mercado mayorista de electricidad actual no envía señales de precios a largo plazo que incentiven a las eléctricas a guardar el agua estacionalmente hasta el verano. Es decir, hoy por hoy la regulación vigente no incentiva del todo que las empresas asuman esta flexibilidad de forma rentable. Si queremos que nuestros embalses cumplan con éxito con este nuevo rol de salvavidas veraniego, el sistema eléctrico tendrá que idear pronto nuevos mecanismos que premien la conservación a largo plazo de nuestro recurso más valioso.

La inflación anual en España se moderó en abril hasta el 3,2%, una bajada de dos décimas respecto a marzo, según informó el Instituto Nacional de Estadística (INE). Tras escalar hasta el 3,4% en el tercer mes del año, cuando el impacto en los precios de la guerra en Oriente Medio se pudo apreciar por primera vez en el bolsillo de los consumidores, la entrada en vigor de las rebajas fiscales sobre la luz, el gas y los carburantes aprobadas por el Gobierno han contribuido a mitigar el encarecimiento.

Aunque los combustibles subieron, las medidas del paquete anticrisis han logrado amortiguar parcialmente el impacto de la volatilidad en los mercados internacionales de petróleo. De este modo, la combinación de bajada en la electricidad, con caídas más pronunciadas que en abril de 2025, y las rebajas tributarias ha permitido que la inflación se mantuviera por debajo del nivel registrado en marzo.

El vicepresidente primero y ministro de Economía, Comercio y Empresa, Carlos Cuerpo, destaca que “España es, desde el inicio del conflicto, el tercer país de Europa donde menos han crecido los precios del mercado mayorista de electricidad”. Según su valoración, este dato refleja la protección y soberanía energética que aporta el actual mix energético español, marcado por una alta presencia de renovables.

Baja la luz pero suben los carburantes

En contraste con el descenso en la factura de la luz y una subida de precios menor a la de hace un año en los paquetes turísticos, los combustibles y lubricantes para vehículos personales experimentaron un aumento de precios, convirtiéndose en el componente que más presión ejerce al alza. Sin embargo, el propio ministerio señala que el impacto de este aumento ha sido compensado por el abaratamiento de la electricidad y las medidas fiscales adoptadas por el Gobierno.

Por su parte, la inflación subyacente, que excluye alimentos no elaborados y productos energéticos por su alta volatilidad, descendió una décima hasta situarse en el 2,8%. Mientras tanto, el índice armonizado de precios al consumidor (IPCA), utilizado para comparar la evolución de la inflación en España con otros países del entorno, experimentó una ligera subida de una décima, alcanzando el 3,5%. En términos mensuales, los precios aumentaron un 0,4% respecto a marzo.

Medidas fiscales del Gobierno

Entre las iniciativas más recientes, el Ejecutivo aprobó a finales de marzo una rebaja del IVA de los carburantes al 10% y la reducción del impuesto especial de hidrocarburos al mínimo permitido por la Unión Europea. Esto supone para los consumidores un ahorro estimado de hasta 30 céntimos por litro, es decir, unos 20 euros por depósito de coche medio. Además, el IVA de la electricidad bajó al 10%, se suspendió el impuesto de producción de energía eléctrica del 7% para las empresas y el impuesto especial de electricidad descendió al 0,5%. El gas natural, los pellets y la leña también vieron reducido su IVA, mientras que los precios del butano y el propano quedaron congelados y los peajes eléctricos para industrias vulnerables se bonificaron en un 80 .

La cartera de Cuerpo insiste en que “el plan de respuesta aprobado en el Congreso y en vigor desde el 20 de marzo está cumpliendo su objetivo principal: que el shock externo de la guerra no se traslade de forma permanente ni a la inflación ni al poder adquisitivo de los hogares”.

*Con información de agencias

La Comisión Federal de Electricidad (CFE) reportó ingresos totales por 681,999 millones de pesos al cierre de 2025, impulsados por una mayor demanda y una base de usuarios diversificada.

El resultado fortalece la posición financiera y operativa de la empresa pública, que mantiene una razón de activos sobre pasivos de 1.4 veces, según los datos proporcionados.

La deuda de corto plazo disminuye 36%, lo que reduce presiones de liquidez para el siguiente año. El nivel de apalancamiento financiero bajó 10.2% en comparación con el cierre de 2024. CFE sostuvo que la disciplina en la gestión de sus obligaciones financieras se refleja en mejores indicadores de rentabilidad y solvencia.

Ingresos récord y mayor demanda en 2025

Los ingresos totales de CFE han crecido 2.2% respecto a 2024 y presentan un crecimiento promedio anual de 3.2% desde 2018. Las ventas de energía representan el 76.6% del total de ingresos, con un aumento anual de 2.3%. Los principales sectores que impulsan este crecimiento son:

• Suministro calificado, con un crecimiento de 30.9%
• Segmento doméstico, con un incremento de 7.2%
• Sector comercial, con un alza de 3.8%

La venta de combustibles a terceros y el transporte de energía aportan 39,585 millones de pesos, 38.9% más que en el ejercicio anterior. El alza en los precios internacionales del gas natural, derivada de la estacionalidad y factores climáticos, explica este resultado.

Rentabilidad y eficiencia operativa

El EBITDA de CFE se ubica en 200,624 millones de pesos, con un margen de 29.4% sobre los ingresos totales. Este nivel coincide con el de empresas eléctricas líderes a nivel internacional. La utilidad neta asciende a 130,740 millones de pesos, con un margen de 19.2%, lo que contribuye al fortalecimiento patrimonial de la empresa.

Los costos y gastos de operación suman 575,123 millones de pesos, 12.7% más que en 2024. El aumento de 34.8% en el precio del gas natural impacta tanto a la CFE como a los Productores Externos de Energía.

Solidez financiera y activos en crecimiento

El activo total de CFE crece 12.1% en el año, impulsado por un aumento de 18.0% en plantas, instalaciones y equipo. El pasivo total muestra un alza marginal de 0.4%. El indicador de solvencia mejora, con una razón de activos sobre pasivos 7.7% superior al cierre anterior.

Al cierre de 2025, la empresa pública destaca una gestión disciplinada que le permite mantener una posición financiera sólida y cumplir con su compromiso de promover la seguridad energética en el país.

Desde hace años, ayuntamientos de toda España han empezado a apostar por el autoconsumo solar en sus edificios públicos. Entre otras cosas, porque contar con energías renovables para abastecer a una localidad puede hacer que la factura eléctrica municipal se reduzca entre un 50% y un 60%, incluso más si el proyecto cuenta con almacenamiento energético. Entre ellos, el Ayuntamiento de Camargo, en Cantabria, ha decidido instalar paneles solares fotovoltaicos en seis de sus edificios públicos del municipio. Con esto, el consistorio calcula que se ahorrará en torno a un millón de euros durante los próximos diez años.

En concreto, el ayuntamiento contempla instalar placas solares en dos de los pabellones deportivos, en un centro de formación, en dos polideportivos y en un colegio público de la zona. La financiación correrá a cargo, en un 70%, del Gobierno de Cantabria, dentro de su línea de ayudas al autoconsumo con energías renovables. El otro 30% restante lo asume el propio consistorio.

El alcalde del municipio, Diego Movellán, califica la iniciativa como un “paso decisivo” para reducir la “dependencia energética” de la localidad y avanzar hacia un modelo “más sostenible y eficiente”. “La puesta en marcha de estas instalaciones permitirá optimizar los recursos públicos y redundará en una contención de gasto significativa para los camargueses”, señaló el regidor.

Qué es el autoconsumo colectivo y por qué importa

Este tipo de proyectos se denomina autoconsumo colectivo. Esto significa que la electricidad generada por los paneles solares no se queda únicamente en el edificio donde están instalados, sino que se distribuye entre otras dependencias municipales situadas en un radio de hasta dos kilómetros.

Gracias a esto, la red dará energía a 22 instalaciones municipales, como el propio Ayuntamiento, centros educativos y culturales, instalaciones deportivas y diversas infraestructuras vinculadas a la gestión del agua. En la práctica, es como si un único sistema de generación alimentara a toda una red de edificios públicos al mismo tiempo. Y este es el modelo que, precisamente, más abunda entre los municipios. Multiplica el rendimiento de la inversión sin necesidad de instalar paneles en cada edificio por separado.

Cuánta energía producirá y cuándo estará listo

Las estimaciones del proyecto apuntan a una producción anual de 484.506 kilovatios hora (kWh), con un nivel de autoconsumo cercano al 90%. Eso quiere decir que prácticamente toda la energía que generen los paneles será consumida directamente por las instalaciones municipales, sin desperdiciarla.

Los trabajos comenzaron a mediados de abril en el pabellón de uno de los colegios públicos y avanzarán de forma progresiva en los demás edificios. La previsión es que todas las instalaciones estén operativas antes de verano. Y, lo que más llama la atención, es que el ahorro acumulado en diez años rondará el millón de euros, una cifra que se traduce en menos gasto corriente y, en consecuencia, en más margen presupuestario para otros servicios públicos.

Para un municipio como Camargo, con algo más de 30.000 habitantes y una estructura de servicios públicos que incluye varios polideportivos y centros educativos, la factura eléctrica representa uno de los principales capítulos de gasto ordinario. Reducirla en esa proporción supone un alivio real para las arcas locales.

“Hostia, hostia, hostia, ¡a tomar por culo! Nos estamos desconectando”, es lo que dijo un operario de Red Eléctrica justo antes de que el sistema colapsara hace un año. A las 12.32 horas del 28 de abril de 2025, España sufrió un gran apagón, lo que los expertos llamaron “cero energético”, que dejó sin suministro a 36 millones de personas de España y Portugal. La conclusión, tanto del Gobierno como de los diversos análisis que se han realizado, es que no hubo una única causa, sino que se produjo un fallo en cadena que el sistema no pudo contener. Pero aún quedan preguntas sin respuesta; la primera, quiénes fueron los responsables directos.

Al mediodía de aquel lunes, la tensión del sistema eléctrico ibérico cayó súbitamente a cero. En cuestión de segundos, millones de hogares, empresas e infraestructuras críticas se quedaron sin suministro. El apagón afectó a prácticamente toda la península ibérica y obligó a paralizar transporte, industria y servicios digitales, y el suministro no se recuperó por completo hasta la madrugada del día siguiente. La recuperación fue progresiva, pero tuvo un impacto económico casi inmediato. Según el informe de Entso-e (Asociación Europea de Operadores de Redes de Transporte de Electricidad), este suceso es el “incidente más grave en el sistema eléctrico de Europa en los últimos 20 años”.

En todo este tiempo, la principal incógnita ha sido qué provocó exactamente ese colapso. Hoy, el consenso técnico apunta a un fallo multifactorial. El informe del comité de análisis publicado por el Gobierno descartó un ciberataque o un evento excepcional, y señala a una combinación de factores: oscilaciones en la generación eléctrica, especialmente en plantas fotovoltaicas del suroeste, y una sobretensión de energía reactiva (aquella que ocupa capacidad en la red pero no se consume) que no fue absorbida a tiempo.

Una red al límite antes del colapso

Sin embargo, según los muchos informes que se han publicado durante este último año, el problema no estuvo tanto en la cantidad de energía generada, sino en la estabilidad del sistema. Las energías renovables, como la solar y la eólica, aportaban electricidad, pero no cuentan por sí mismas con la capacidad de estabilizar la red en situaciones críticas. Para ello, son necesarias otras centrales convencionales, como de gas, hidráulicas o nucleares, que son capaces de reaccionar en cuestión de segundos.

Y ese fue el punto crítico de aquel día. Solo había diez centrales de respaldo operativas. Una de ellas sufrió una avería y no fue sustituida a tiempo. Ese hueco, en un momento de aumento de tensión en la red, desencadenó un efecto dominó que terminó por provocar el “cero energético”. Es decir, que España tenía mecanismos para evitar el colapso, pero falló la ejecución.

Además, a esto se le han sumado en las últimas semanas nuevos elementos. Como los audios filtrados de conversaciones entre técnicos de Red Eléctrica y operadoras eléctricas, algunas de meses antes y otras del momento en el que se produjo el apagón. En las grabaciones anteriores, los técnicos del sistema ya alertaron que había problemas en la red. “En algún momento nos la damos igual, seguro”, se escucha en una de ellas, lo que apunta a que los riesgos no eran del todo desconocidos.

Choque de versiones

El cruce de acusaciones entre las principales empresas del sector ha contribuido a aumentar la sensación de falta de claridad. Un choque que ha llegado también a la comisión de investigación del Congreso sobre el apagón, que comenzó el pasado 18 de abril y donde las principales eléctricas han defendido sus posiciones, apuntando a fallos en la gestión del sistema por parte de Red Eléctrica.

Endesa sostuvo que el operador rechazó analizar varios episodios de sobretensión que se sucedieron semanas antes del incidente, ya que consideró que no eran relevantes. Su consejero delegado, José Boga, afirmó que entre enero y febrero de 2025 “las señales de inestabilidad del sistema ya eran tremendas”. Por su parte, Iberdrola defendió que el proceso abierto debe centrarse en el análisis técnico y no en la atribución apresurada de culpas. Es decir, que ninguna compañía ha asumido responsabilidad directa por lo ocurrido.

Pero, aunque ninguna compañía haya asumido responsabilidades por lo ocurrido, la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia (CNMC) sí que ha señalado a las empresas. El regulador ha abierto expedientes sancionadores a varias de las principales energéticas del país, entre ellas Endesa, Naturgy, Iberdrola, Red Eléctrica de España y Repsol. En un comunicado de prensa, la CNMC dejó claro que estas sanciones se deben a “diversos indicios de incumplimiento”, pero que en ningún caso “implican, por sí mismos, la atribución del origen o causa del apagón a las empresas afectadas”.

El organismo, además, investiga posibles infracciones graves en la operación y coordinación del sistema eléctrico. Aunque el proceso se encuentra todavía en fase inicial, podría derivar en sanciones millonarias y en cambios regulatorios de calado. De hecho, la CNMC tiene un plazo de 18 meses para resolver los expedientes, por lo que no se señalizará a los responsables del apagón hasta finales de 2026 o principios de 2027.

Coste económico y ajustes en el sistema

Y esas casi 12 horas sin suministro también tuvieron un impacto económico. Sectores como la industria, el transporte y el comercio sufrieron pérdidas inmediatas, aunque el coste más grande ha sido estructural. Para reducir el riesgo de un nuevo colapso, el sistema eléctrico ha incrementado el uso de centrales de gas como respaldo. Si el día del apagón funcionaban siete centrales, ahora se activan alrededor de 25 diarias. Un refuerzo que ha tenido un sobrecoste de, según las estimaciones del sector, entre 600 y 1.500 millones de euros anuales.

Un incremento que pone en duda el equilibrio entre la transición energética y la seguridad del sistema. España es uno de los países europeos con mayor penetración de energías renovables, pero con prácticamente nada de almacenamiento instalado, y el apagón evidenció las limitaciones de un modelo que todavía depende de tecnologías convencionales para garantizar la estabilidad en momentos críticos.

Como respuesta, el Gobierno y la CNMC han empezado a introducir cambios para reforzar la seguridad del sistema eléctrico. Las medidas se centran, sobre todo, en mejorar el control de la tensión (uno de los puntos críticos durante el colapso) y en actualizar las reglas de funcionamiento de la red. El objetivo es que más tecnologías, incluidas las renovables y los sistemas de almacenamiento, puedan ayudar a mantener el equilibrio del sistema en momentos de tensión y reducir así el riesgo de que se repita un fallo similar.

Preguntas abiertas un año después del apagón

Un año después, algunas incógnitas siguen abiertas. ¿Se podrían haber activado antes los mecanismos de seguridad? ¿Se ignoraron las señales previas de alerta? ¿Hubo errores de coordinación entre los operadores y las empresas? Y, sobre todo, ¿está hoy el sistema mejor preparado para evitar un nuevo colapso?

El apagón del 28 de abril de 2025 se ha convertido en un caso de estudio para evitar más riesgos en medio de la transición energética que vive España. Mientras avanzan las investigaciones y se dirimen posibles sanciones, el sistema eléctrico opera ahora con mayor cautela, pero también con más costes.

La Comisión Federal de Electricidad (CFE) incrementa la capacidad de la Central Hidroeléctrica Belisario Domínguez “La Angostura” en 40 MW, al concluir la modernización de dos de sus cinco unidades generadoras, cifra que permitirá garantizar 50 años adicionales de operación.

Esta repotenciación de la Central Hidroeléctrica busca beneficiar a más de 5.2 millones de habitantes y reducir la emisión anual de 129 mil toneladas de CO2, según informó la CFE este 27 de abril en un comunicado.

Al cierre de los trabajos en la Unidad 2, que inició modernización el 23 de octubre de 2023 y entró en operación el pasado 23 de abril, la generación total de la central pasó de 900 MW a 940 MW. La meta es alcanzar 1 mil MW cuando finalice la intervención en las cinco unidades.

La central, ubicada en la cuenca del Río Grijalva, Chiapas, fortalece la capacidad del Sistema Interconectado Nacional y permitirá al Centro Nacional de Control de Energía (CENACE) responder mejor a la demanda en el centro y sureste del país.

Entrada de operación de la Central Hidroeléctrica totalmente sería hasta el 2027

El diseño del proyecto contempla agregar 20 MW por cada unidad. La Unidad 4 se modernizó desde el 20 de septiembre de 2023 y entró en operación el 23 de octubre de 2025; la Unidad 3 comenzó trabajos el 20 de septiembre de 2025 y se prevé que la maniobra de montaje de su rotor de 430 toneladas concluya durante el segundo semestre de 2026.

La Unidad 1 inició modernización en junio de 2026 y entrará en operación en el primer semestre de 2027; la Unidad 5 arrancó el 28 de julio de 2025, con entrada en operación programada a mediados de 2026.

Esta modernización de La Angostura priorizó la protección civil mediante el control de presas sobre el Río Grijalva y garantiza el uso eficiente del agua, generando más electricidad con el mismo volumen.

El proyecto opera bajo el liderazgo de la Secretaria de Energía, Luz Elena González Escobar, y la directora general de la CFE, Emilia Calleja Alor, y responde a los compromisos en materia de renovables impulsados por la presidenta de México, Claudia Sheinbaum.

La central podrá inyectar nueva energía este verano de 2026, reforzando la confiabilidad, seguridad y accesibilidad del servicio público eléctrico. El programa de modernización se basa en principios de beneficio social y apunta a fortalecer la infraestructura eléctrica del país con tecnologías limpias y mayor eficiencia ambiental, informó la CFE.

CFE utilizará medidores con Bluetooth, con ellos los usuarios podrán monitorear personalmente su consumo eléctrico

La CFE inició la instalación de medidores inteligentes con Bluetooth en distintas regiones de México, con el objetivo de reducir las visitas técnicas a domicilio y permitir que los usuarios monitoreen desde su celular el consumo eléctrico diario o semanal y reciban notificaciones inmediatas ante cualquier corte o reconexión.

Dentro de la estrategia de modernización, la CFE confirmó que la instalación de estos equipos es gratuita para los usuarios que participan en el programa, sin que ello signifique aumentos en la tarifa eléctrica.

Además, CFE detalló que ya automatizó más de 4 mil 586 circuitos eléctricos en todo el país y emplea capacitación por realidad virtual para su personal técnico, según el comunicado de la comisión.

Un acuerdo entre los gobiernos de España e Irlanda ha sentado las bases para el estudio de una futura interconexión eléctrica de hasta 1.100 kilómetros entre ambos países. El Memorando de Entendimiento firmado por el Ministerio para la Transición Ecológica y el Reto Demográfico de España y el Ministerio para el Clima, la Energía y el Medio Ambiente de Irlanda establece un marco de colaboración inicial para analizar la viabilidad de un cable submarino que conecte la costa norte asturiana con el sur irlandés. Esta infraestructura podría cambiar la forma en que ambos países participan en el mercado interior europeo de la electricidad.

La firma del acuerdo es el primer paso en un proceso gradual que podría extenderse durante al menos tres años, prorrogables. El objetivo es promover actividades conjuntas que ayuden a consolidar un proyecto estratégico, tanto para la descarbonización como para la seguridad energética y la integración de energías renovables, en beneficio de los consumidores europeos. Pero antes de seguir adelante con el proyecto, sendas instituciones deben hacer distintos estudios técnicos, económicos y regulatorios, así como un informe elaborado por los Transportistas del Sistema de Electricidad (TSO) que den el visto bueno.

De este modo, si el memorando prevé que los estudios iniciales indican viabilidad y beneficios mutuos, España e Irlanda podrán presentar el proyecto para su inclusión en la lista europea de Proyectos de Desarrollo de la Red a Diez Años (TYNDP). Y será el análisis del TYNDP lo que dé paso a los siguientes pasos para concretar una propuesta técnica y financiera. “Es fundamental que aceleremos el despliegue de redes eléctricas e interconexión a gran escala, para reforzar la competitividad de la UE, reducir los costes para los consumidores y garantizar nuestra seguridad energética colectiva”, afirmó el ministro irlandés tras el congreso eólico europeo Wind Europe 2026.

Las interconexiones submarinas con países europeos

Actualmente, España mantiene una capacidad de interconexión con Europa de 3.000 MW, una cifra que representa tan solo un 2% del mix eléctrico nacional, cifrado en unos 150 GW, según recoge El Periódico de la Energía. Este porcentaje estaría muy por debajo de los objetivos europeos, que plantean alcanzar entre un 10 y un 15% de capacidad de interconexión.

Aun así, además de los futuros planes con Irlanda, España ya tiene otros proyectos en marcha para revertir esa insuficiencia: en 2028 entrará en funcionamiento un nuevo cable submarino con Francia que aportará unos 2.000 MW. Sin embargo, esto no sería suficiente y, ante la negativa de Francia por nuevos proyectos, la península está dando fuerza a otras alianzas con países vecinos como Italia.

Y es que España e Italia trabajan en otras dos posibles interconexiones que han recibido el apoyo de Entso-e, la red europea de operadores eléctricos; pero que aún se mantienen en fase de análisis. Por ahora, la prioridad española se centra en el nuevo trato con los irlandeses, pues el desarrollo de esta interconexión eléctrica podría situar a ambas naciones en una posición estratégica dentro del mercado energético europeo, facilitando la integración de energías renovables y reforzando la seguridad de suministro.

Francia deja la puerta entreabierta a España

Las relaciones energéticas entre España y Francia han cambiado las tornas en los últimos años. En 2015 se inauguró la última conexión eléctrica entre ambos países, ubicada en Santa Llogaia, Cataluña. Mientras que dentro de poco se espera la apertura de la segunda conexión entre sendos países gracias a la construcción del cable submarino en el Golfo de Vizcaya.

Pese a ello, Francia ha dejado claro que no prevé nuevos proyectos de interconexión tras la finalización del cable submarino. Según un informe de la Commission de Régulation de l’Énergie (CRE), el organismo regulador francés, “los análisis de costo-beneficio realizados no han demostrado que los beneficios aportados por los proyectos adicionales superen los costes, en particular debido a una importante congestión en la red francesa, importantes necesidades de refuerzo de las redes ascendentes e importantes cuestiones de aceptabilidad local”.

El informe detalla, además, que se han producido reuniones bilaterales para analizar el futuro de las interconexiones eléctricas. Aun así, la postura francesa es firme. “La CRE considera que es apropiado tratar los diferentes proyectos uno tras otro, dándose prioridad a la finalización del proyecto Golfo de Vizcaya”, sostiene el regulador. De este modo, Francia mantiene su posición conservadora respecto a nuevas infraestructuras, condicionando el futuro de la integración eléctrica entre ambos países al avance de este último proyecto.

Hace un año del gran apagón que dejó a España y a buena parte de Portugal a oscuras, con algunas zonas sin suministro eléctrico durante casi un día entero. Pero, más allá del caos de esas horas, aquella jornada también nos hizo darnos cuenta de que dependemos completamente de la energía y la conectividad digital. Sin luz, fallaron los pagos, las comunicaciones y buena parte de la vida cotidiana.

En los días posteriores al cero energético se habló de las lecciones que nos había dejado, y de cómo prepararnos por si se volvía a repetir. Sin embargo, doce meses después, muchas de aquellas conclusiones han quedado en el olvido. De la importancia de llevar dinero en efectivo al buen uso de las linternas, las radios de pilas y los kits de emergencia, el apagón dejó una serie de aprendizajes prácticos que hoy cobran sentido porque ya no los tenemos tan presentes.

El efectivo no era opcional

Cuando todo el sistema eléctrico cayó, también lo hicieron buena parte de las infraestructuras de pagos electrónicos. Datáfonos fuera de servicio, aplicaciones móviles inactivas y cajeros automáticos que estaban inoperativos o sin capacidad de dispensar efectivo dejaron a miles de personas sin su medio habitual de pago.

Y aquí fue cuando el dinero en efectivo, ese gran olvidado, sobre todo para los más jóvenes, se convirtió en el único recurso. Permitió realizar compras básicas, desde alimentos hasta medicamentos, en un momento en el que cualquier transacción digital era imposible. No resolvió el problema de base, pero sí pudo amortiguar su impacto en la población.

El Banco de España recuerda hoy que, además, el efectivo es el único medio de pago que no depende de electricidad ni de conexión a internet, lo que le da una característica clave en situaciones de emergencia: la autonomía total. Esa independencia tecnológica lo convierte en una herramienta especialmente relevante cuando el resto de sistemas falla.

Pero, más allá de su uso durante las crisis, el efectivo también cuenta con ventajas estructurales: garantiza privacidad en las transacciones, es inclusivo para toda la población, permite un control directo del gasto y sigue siendo un instrumento ampliamente aceptado. Además, el pago con el efectivo se realiza y se liquida de manera inmediata, sin intermediarios ni infraestructuras intermedias.

La radio a pilas volvió a ser la protagonista

Otra tecnología que resurgió, y que teníamos algo olvidada, fue la de los transmisores. Tuvimos que dejar a un lado las aplicaciones móviles para volver a sintonizar la emisora de radio y, en cuestión de minutos, volvió a ocupar un lugar central en la vida cotidiana, como ha ocurrido en otras grandes crisis en España. Allí donde todavía quedaban pilas, una batería o un coche con el sistema operativo, la escena se repetía: personas agrupadas alrededor de un pequeño receptor intentando entender qué estaba ocurriendo.

La radio reapareció en lugares muy distintos entre sí. Se escuchaba en bares que habían quedado a oscuras, en estaciones de transporte de las que no salía ningún autobús ni tren, en establecimientos que seguían funcionando a medio gas, en aulas de colegios y universidades, y también en muchas viviendas.

Aquella jornada devolvió al transistor un papel que parecía relegado al pasado, el del principal canal de información en tiempo de incertidumbre. Igual que ocurrió en la mañana del 11 de marzo de 2004, durante la tarde del 23 de febrero de 1981, o en episodios de emergencia más recientes como la DANA de Valencia, cuando la radio se convirtió en el hilo directo con lo que estaba pasando.

Kits de emergencia: de la recomendación a la necesidad

Durante años, la idea de preparar un kit de emergencia en casa parecía algo exagerado. Pero el gran apagón y otros episodios recientes han cambiado esta percepción, al menos en el plano institucional europeo. Semanas antes de que se produjera el cero energético en España y Portugal, la Comisión Europea insistió en la necesidad de reforzar la preparación ciudadana ante situaciones de crisis que pueden ir desde catástrofes naturales intensificadas por el cambio climático hasta pandemias, conflictos armados o fallos masivos en infraestructuras críticas. En ese tipo de escenarios, las primeras 72 horas se consideran decisivas para garantizar una respuesta organizada y evitar el colapso de los servicios básicos.

Esta visión se enmarca en la estrategia comunitaria conocida como ReArm, impulsada por la presidenta de la Comisión, Ursula von der Leyen. Su objetivo es consolidar una cultura de preparación en la que la ciudadanía asuma un papel activo en su propia seguridad. La idea de fondo es que la resiliencia no depende solo de las instituciones, sino también de la capacidad de los hogares para afrontar temporalmente situaciones de emergencia.

Uno de los ejes principales es la recomendación de que cada hogar disponga de un kit de emergencia básico, que incluya agua potable suficiente para varios días, alimentos no perecederos, medicamentos de uso habitual, fuentes de iluminación autónomas como linternas con pilas y baterías de repuesto, además de otros productos esenciales para garantizar la autonomía mínima durante un corte prolongado de suministros. Pero, en la práctica, estos kits suelen quedarse en eso, en recomendaciones, hasta que una crisis concreta nos recuerda su utilidad.

No hace falta estar siempre conectados

Durante el apagón, la idea de una conexión permanente —a internet, a la red móvil, a las aplicaciones que nos organizan la vida diaria— pasó de ser una obviedad a una ausencia. La situación evidenció hasta qué punto la cotidianeidad depende de una conectividad constante que rara vez se cuestiona: necesitamos la energía para trabajar, comunicarnos, orientarnos, pagar o simplemente saber qué está ocurriendo.

Sin embargo, el episodio también puso sobre la mesa el hecho de que la desconexión total no generó un colapso social, sino una adaptación improvisada. Los vecinos se informaban entre ellos, se desplazaban físicamente para confirmar las noticias y se utilizaron medios alternativos; miraban mapas si no sabían volver a sus casas andando porque era prácticamente imposible coger el coche... Todo esto demostró que la vida puede continuar, aunque de forma menos eficiente.

El apagón no solo apagó la luz, sino también la sensación de estar permanentemente conectados. Y, una vez restablecido el sistema, la normalidad volvió rápidamente. Pero ¿hasta qué punto esa conexión constante es una necesidad, o es simplemente una costumbre?

El almacenamiento es el cuello de botella de la transición energética en España. En 2025, nuestro país instaló un récord de 11.131 MW de nueva potencia renovable y superó los 103.500 MW en total, el 70,4% de toda la producción del país. Una energía limpia y muy barata, pero su disponibilidad es inestable y depende de la meteorología, y la red eléctrica no crece al mismo ritmo que los parques solares y eólicos. El resultado es que decenas de megavatios (MW) de energía limpia —alrededor del 20% de la producción renovable según datos de la Asociación de Empresas de Energías Renovables— se desaprovechan porque no hay donde almacenarla. Cuando la generación supera la demanda real, la energía simplemente se vierte.

El Plan Nacional Integrado de Energía y Clima fija un objetivo de 22,5 GW de capacidad de almacenamiento para 2030, cuando las renovables deberían cubrir el 81% de la generación. Y, aunque la expansión del almacenamiento está siendo lenta, ya existen instalaciones que ayudan a esta transición. Uno de ellos es el complejo hidroeléctrico de Cortes-La Muela —ubicado en Valencia, a orillas del río Júcar—, y es considerado la mayor central de bombeo de Europa. Su capacidad es de 1.762 MW en turbinación y de 1.293 MW en bombeo, suficiente para cubrir el consumo de 6,75 millones de personas al día, según Iberdrola.

¿Cómo se almacena electricidad con agua?

El funcionamiento de este tipo de emplazamientos es antiguo y muy eficaz. Durante las horas centrales del día, cuando los paneles solares generan más electricidad de la que el sistema puede absorber, esa energía excedente se utiliza para bombear agua desde el embalse inferior hasta un depósito situado 500 metros más arriba —un proceso que consume electricidad para almacenarla en forma de energía potencial—, tal y como explican en El Periódico de la Energía.

Después, cuando la demanda aumenta —normalmente sobre las 21 horas, el momento de mayor consumo y precio más alto del día—, el proceso se invierte: el agua almacenada en el embalse superior desciende por su propio peso, mueve las turbinas y genera electricidad. Este proceso es lo que se conoce como turbinación.

El mayor almacén de energía de Europa

Las obras de este primer emplazamiento comenzaron en 1983 y se prolongaron durante cinco años. La primera pieza fue la presa de Cortes, de 116 metros de altura y diseño arco-gravedad, con 290 MW de potencia instalada. La gran apuesta llegó con la central de bombeo La Muela I: 634 MW en turbinación y 549 MW en bombeo, con tres turbinas reversibles capaces de funcionar en ambos sentidos.

La construcción de la caverna subterránea que alberga esa maquinaria requirió más de 5.000 trabajadores durante seis años. Solo para evacuar los materiales excavados hicieron falta 15.000 camiones, una columna que, colocada en fila, llegaría hasta la frontera con Francia.

Pero no fue hasta 2015 cuando el complejo se amplió con la entrada en funcionamiento de La Muela II, tras una inversión que elevó el gasto total por encima de los 1.200 millones de euros. La nueva instalación añadió 880 MW en turbinación y 744 MW en bombeo, con cuatro turbinas adicionales alojadas en una segunda caverna subterránea.

Un depósito capaz de guardar 24 GWh

El embalse superior es la pieza menos conocida del sistema. Visto desde el aire, tiene forma de alubia o de riñón, y su capacidad ronda los 100 hectómetros cúbicos de agua, lo que equivale a 24 GWh de electricidad almacenada.

Las cavernas excavadas en la montaña para albergar la maquinaria tienen dimensiones difíciles de visualizar. La altura equivale a entre tres y cuatro plantas de un edificio convencional. En su interior se instalaron turbinas de aproximadamente 220 MW de potencia cada una, piezas de gran tamaño que en la primera fase tuvieron que introducirse por un único hueco de acceso.

El aumento sostenido en las tarifas eléctricas ha convertido el ahorro de energía en una prioridad para hogares, empresas y organismos públicos. La adopción de hábitos responsables y la modernización de equipamientos pueden generar ahorros significativos en el consumo y, en consecuencia, en la factura mensual. La preocupación por el impacto económico y ambiental de la electricidad impulsa la búsqueda de soluciones prácticas que sean accesibles para la mayoría de los usuarios.

Electrodomésticos que más consumen luz

Uno de los primeros pasos recomendados por expertos es identificar los aparatos que más energía consumen en el hogar. Los electrodomésticos de refrigeración, como heladeras y congeladores, junto con aires acondicionados , calefactores eléctricos y termotanques, suelen encabezar la lista.

La sustitución de estos equipos por modelos de mayor eficiencia energética, identificados con etiquetas de bajo consumo, permite reducir el gasto de manera inmediata. Los electrodomésticos clase A o superior pueden consumir hasta un 40% menos de electricidad respecto a modelos antiguos.

Luces LED

La iluminación representa otro de los rubros de mayor impacto. El reemplazo de lámparas incandescentes por luces LED es una de las medidas más difundidas y efectivas. Las bombillas LED utilizan hasta un 80% menos de energía y tienen una vida útil considerablemente más larga. Además, su encendido inmediato y la variedad de tonos disponibles permiten adaptar la iluminación a cada ambiente sin incrementar el consumo. La recomendación se extiende a instalar sensores de movimiento en zonas de paso y aprovechar la luz natural en la medida de lo posible, manteniendo cortinas abiertas durante el día y ubicando escritorios o áreas de trabajo cerca de ventanas.

Uso de aparatos electrodomésticos

El uso racional de los aparatos eléctricos es otro punto clave. Se aconseja evitar dejar dispositivos en modo de espera o “stand by”, ya que, aunque en menor medida, continúan consumiendo energía. Este fenómeno, denominado “consumo vampiro”, puede representar hasta el 10% del gasto eléctrico anual en un hogar promedio.

Desconectar cargadores, televisores, computadoras y otros equipos cuando no se utilizan contribuye a reducir este consumo invisible. Para facilitar la tarea, se sugiere utilizar regletas con interruptor, que permiten apagar varios dispositivos de manera simultánea.

El aire acondicionado

El aire acondicionado y la calefacción suelen ser responsables de gran parte del aumento en el consumo durante los meses de temperaturas extremas. Ajustar los termostatos a valores moderados, como 24 °C en verano y 20 °C en invierno, ayuda a mantener el confort sin disparar los costos.

Mantener puertas y ventanas cerradas mientras los equipos están en funcionamiento y revisar el aislamiento de paredes y techos son prácticas recomendadas. La limpieza regular de filtros y la revisión anual por parte de un técnico especializado optimizan el rendimiento de estos equipos.

Uso de electrodomésticos en horas específicas

La planificación del uso de los electrodomésticos también incide en el ahorro. Se recomienda agrupar tareas que requieren electricidad, como planchar la ropa o lavar los platos, para realizarlas en horarios de menor demanda cuando es posible.

El uso eficiente de la lavadora y el lavavajillas, por ejemplo, implica utilizarlos con la carga completa y elegir programas de baja temperatura, lo que permite reducir el consumo hasta en un 30%.

Uso responsable de la energía eléctrica

La concientización de todos los integrantes del hogar es fundamental para sostener los hábitos de ahorro. Involucrar a niños y adultos en el apagado de luces, la desconexión de equipos y el uso responsable de la energía crea una cultura de cuidado que trasciende el ámbito doméstico y se extiende a escuelas, oficinas y espacios públicos. Diversos programas de gobiernos y asociaciones de consumidores promueven campañas de sensibilización y ofrecen guías prácticas para facilitar la adopción de medidas cotidianas.

La instalación de sistemas domóticos o inteligentes, aunque representa una inversión inicial, permite un control más preciso del consumo eléctrico. Estos sistemas gestionan la iluminación, la climatización y el funcionamiento de aparatos a distancia, ajustando los parámetros según la presencia de personas, la hora del día o las condiciones del ambiente. Las aplicaciones móviles asociadas facilitan el monitoreo en tiempo real y la detección de excesos o anomalías en el consumo.

Energías renovables

El ahorro de electricidad no solo tiene un impacto económico, sino también ambiental. La generación de energía eléctrica a partir de fuentes no renovables contribuye a las emisiones de gases de efecto invernadero y al cambio climático.

Reducir el consumo individual y colectivo contribuye a disminuir la presión sobre los sistemas energéticos y a avanzar hacia una matriz más sustentable. En este sentido, quienes tienen posibilidad de invertir en energías renovables, como paneles solares, encuentran en la autogeneración una alternativa que reduce la dependencia de la red y los costos a largo plazo.

Los especialistas coinciden en que no existen fórmulas milagrosas, pero sí una suma de pequeñas acciones que, aplicadas de manera constante, pueden traducirse en diferencias notables en la factura mensual y en el cuidado del medio ambiente. Identificar los principales focos de consumo, modernizar equipos, adoptar hábitos responsables y aprovechar la tecnología son los pilares sobre los que se construye una gestión eficiente de la electricidad en tiempos de tarifas elevadas y preocupación ambiental.

Un equipo de investigadores del Instituto Fraunhofer de Sistemas de Energía Solar (ISE) de Friburgo, Alemania, ha desarrollado una tecnología innovadora que permite a los paneles solares imitar el aspecto de las tejas y otros elementos arquitectónicos. Esta técnica, denominada ShadeCut, busca integrar los módulos fotovoltaicos de forma más armónica en los edificios, ampliando el atractivo estético de la energía solar, especialmente en entornos urbanos y zonas históricas.

El método permite crear patrones visuales complejos sobre los módulos fotovoltaicos, conservando alrededor del 95 % de la potencia original del panel sin recubrimiento. Esta innovación se basa en la tecnología MorphoColor, un recubrimiento bioinspirado que simula los colores vivos y cambiantes de las alas de la mariposa Morpho, logrando colores intensos y estables mediante estructuras microscópicas.

A diferencia de los pigmentos tradicionales, MorphoColor utiliza estructuras fotónicas en 3D para manipular la luz y generar color. Sobre esta base, ShadeCut emplea películas especiales con recortes transparentes y patrones, que pueden parecerse a tejas, ladrillos o incluso incluir logotipos y gráficos personalizados. El resultado son paneles solares capaces de mimetizarse con la arquitectura del edificio o destacar con diseños únicos.

Integración estética y funcionalidad

La integración visual de los paneles solares en edificios ha sido uno de los grandes desafíos del sector fotovoltaico, en parte por la resistencia a instalar módulos tradicionales de color negro o azul en zonas donde se prioriza el diseño o la conservación histórica. ShadeCut permite, por ejemplo, que los paneles solares pasen desapercibidos en tejados de casas patrimoniales o se conviertan en parte del diseño de fachadas y barandillas.

Martin Heinrich, jefe de grupo para encapsulado e integración de sistemas fotovoltaicos en el Fraunhofer ISE, explicó que la combinación de recubrimientos MorphoColor y el corte de patrones mediante láser o sistemas CAD permite una personalización sin precedentes en el sector. “Los módulos ShadeCut pueden imitar la mampostería o las tejas y combinarse con los colores del entorno. También es posible incorporar logotipos o patrones personalizados”, señaló.

Eficiencia sin sacrificar diseño

Uno de los principales retos al modificar el aspecto de los paneles solares es evitar la pérdida de eficiencia. Según los investigadores, los recubrimientos MorphoColor han superado incluso a su modelo biológico, logrando que los paneles mantengan aproximadamente el 95 % de su potencia, cifra superior a otras soluciones estéticas disponibles en el mercado. Pruebas independientes respaldan este rendimiento, lo que posiciona a ShadeCut como una opción viable para proyectos donde la estética es tan importante como la eficiencia energética.

La tecnología es compatible con módulos fotovoltaicos y solares térmicos estándar, y puede aplicarse en distintos colores y patrones según la microestructura utilizada. Esta flexibilidad resulta clave para fomentar el uso de la energía fotovoltaica integrada en edificios (BIPV), una tendencia en crecimiento en Europa y otras regiones.

Hacia una mayor aceptación social de la energía solar

El desarrollo de paneles solares con diseños personalizados podría impulsar la adopción de la energía solar en lugares donde hasta ahora existía reticencia por motivos estéticos. Edificios en zonas históricas, proyectos arquitectónicos de alto valor patrimonial o desarrollos urbanos con estrictas normativas de diseño podrán beneficiarse de una integración visual mucho más cuidada.

Los módulos ShadeCut serán presentados oficialmente en la feria The Smarter E / Intersolar Europe 2026 en Múnich, el evento líder mundial del sector solar, que se celebrará del 23 al 25 de junio.

La tecnología desarrollada por el Fraunhofer ISE representa un avance significativo para la integración de la energía renovable en la arquitectura contemporánea, abriendo nuevas oportunidades para la adopción masiva de la energía solar sin sacrificar el diseño y la identidad visual de los edificios.

El aumento en el costo del recibo de electricidad suele generar dudas entre los usuarios, pero en muchos casos la explicación no está en la tarifa, sino en el uso cotidiano de ciertos electrodomésticos. Equipos como la cocina eléctrica, la ducha eléctrica y la secadora de ropa encabezan la lista de los dispositivos que más energía consumen por hora, lo que los convierte en factores clave detrás del incremento en el gasto mensual.

De acuerdo con datos del sector energético, estos aparatos pueden consumir entre 1,5 y 4,5 kilovatios hora (kWh), cifras que, acumuladas durante varios usos al día, impactan de forma directa en la factura eléctrica. En ese contexto, especialistas recomiendan no solo moderar su uso, sino también desconectarlos cuando no estén en funcionamiento para evitar consumos innecesarios.

El problema, sin embargo, no se limita a estos equipos de alto consumo. Otros electrodomésticos como el microondas, la plancha o la olla arrocera presentan un gasto medio, pero su uso frecuente puede sumar una cantidad significativa de energía a lo largo del mes. A esto se suma el caso de la refrigeradora, que, aunque tiene un consumo más bajo por hora, permanece encendida de forma constante, convirtiéndose en uno de los principales contribuyentes al consumo total del hogar.

En términos generales, el gasto eléctrico depende de dos factores principales: la potencia del aparato y el tiempo que permanece en uso. Esto explica por qué dispositivos de alta potencia utilizados durante periodos prolongados generan un mayor impacto económico. También pone en evidencia la importancia de adoptar hábitos de consumo más eficientes para reducir el gasto sin necesidad de dejar de usar estos equipos.

Una de las herramientas más útiles para entender este impacto es la fórmula del consumo energético, que establece que la energía consumida es el resultado de multiplicar la potencia del equipo por el tiempo de uso.

Este cálculo permite estimar cuánta electricidad utiliza cada electrodoméstico y facilita la identificación de aquellos que representan un mayor gasto dentro del hogar. Con esta información, los usuarios pueden tomar decisiones más informadas, como reducir el tiempo de uso o priorizar equipos más eficientes.

Otro aspecto que suele pasar desapercibido es el consumo en modo de espera o “standby”. Muchos dispositivos continúan utilizando energía incluso cuando no están en uso activo, lo que, aunque representa un gasto menor por separado, puede acumularse con el tiempo. Televisores, cargadores, microondas y otros aparatos conectados permanentemente contribuyen a este consumo silencioso.

Frente a este escenario, los expertos recomiendan una serie de prácticas simples para optimizar el consumo energético. Entre ellas, destacan desconectar los dispositivos cuando no se utilizan, aprovechar al máximo cada uso —por ejemplo, utilizar la lavadora con carga completa— y revisar periódicamente el estado de los equipos para garantizar su eficiencia.

Además, la elección de electrodomésticos con certificación de eficiencia energética puede marcar una diferencia significativa a largo plazo. Aunque estos equipos pueden tener un costo inicial más elevado, su menor consumo permite compensar la inversión con el tiempo mediante un ahorro sostenido en la factura eléctrica.

El contexto actual, marcado por un mayor uso de dispositivos eléctricos en el hogar, hace que este tipo de medidas cobre mayor relevancia. La digitalización, el teletrabajo y el uso intensivo de electrodomésticos han incrementado la demanda energética doméstica, lo que obliga a prestar mayor atención a los hábitos de consumo.

La Dirección General de Protección Civil y Emergencias llevará a cabo en los próximos días un simulacro de prueba de activación del sistema ES-Alert en 61 municipios situados en los entornos de centrales nucleares. El ejercicio cuenta con la colaboración de las Subdelegaciones del Gobierno de las provincias de Burgos, Cáceres, Guadalajara, Tarragona y Valencia, junto con sus respectivas Delegaciones, y tiene como objetivo comprobar la eficacia del sistema de alertas públicas en áreas de riesgo nuclear.

La iniciativa responde a la necesidad de evaluar la cobertura y funcionamiento de ES-Alert en las localidades incluidas dentro de la Zona I de los Planes de Emergencia Exterior de centrales nucleares, delimitando un área comprendida entre los cero y diez kilómetros alrededor de cada instalación. El simulacro se enmarca en la competencia estatal sobre riesgos nucleares, y la activación del sistema se realizará a través del Centro Nacional de Seguimiento y Coordinación de Emergencias (CENEM), a solicitud de cada Subdelegación del Gobierno implicada.

Durante la prueba, se enviará un mensaje de alerta a través de las redes de los operadores de telefonía móvil. Todos los dispositivos que se encuentren conectados a las antenas de telefonía de las áreas de alerta recibirán la notificación, en la que se especificará que se trata de una prueba, sin necesidad de contactar con los servicios de emergencias del 112. El ejercicio tendrá una duración de entre quince y veinte minutos, periodo en el que las antenas retransmitirán el mensaje.

La hora prevista para el inicio del simulacro es las 11:00 de la mañana. Las pruebas se organizarán de forma escalonada y consecutiva a lo largo de los días programados, para abarcar los distintos territorios involucrados y facilitar la supervisión técnica del operativo.

El impacto potencial de este simulacro alcanza a cerca de 75.000 personas, residentes en los municipios seleccionados en torno a cinco centrales nucleares. La selección de localidades responde a los criterios establecidos en los planes de emergencia, que consideran la proximidad y la exposición al riesgo como factor determinante.

61 municipios recibirán el Es-Alert

En la provincia de Tarragona, dentro de la Zona I del Plan de Emergencia Nuclear (PENTA), el simulacro de activación del sistema ES-Alert abarcará los municipios de Ascó, Corbera d’Ebre, El Molar, Flix, Vandellós, L’Ametlla de Mar, Mont-roig del Camp, Pratdip, Tivissa, Vandellòs i l’Hospitalet de l’Infant, Garcia, La Figuera, La Fatarella, La Palma d’Ebre, La Torre de l’Espanyol, Móra d’Ebre, Móra la Nova, Riba-roja d’Ebre y Vinebre.

En la provincia de Burgos, la Zona I del plan PENBU incluye a Bozoo, Cascajares de Bureba, Encio, Frías, Jurisdicción de San Zadornil, Merindad de Cuesta Urria, Miraveche, Oña, Pancorbo, Partido de la Sierra, Santa Gadea del Cid y Valle de Tobalina. Además, en la provincia de Álava, participan los municipios de Lantarón y Valdegovia.

En el caso de Guadalajara, la Zona I del PENGUA comprende las localidades de Brihuega, Budia, Sacedón, Cifuentes, Durón, Gárgoles de Abajo, Gualda, Henche, Mantiel, Pareja y Trillo.

En la provincia de Cáceres, dentro de la Zona I del plan PENCA, están incluidos los municipios de Almaraz, Belvís de Monroy, Casas de Miravete, Casatejada, Higuera de Albalat, Mesas de Ibor, Millanes de la Mata, Romangordo, Saucedilla, Serrejón, Solanillos del Extremo, Toril y Valdecañas del Tajo.

Finalmente, en la provincia de Valencia, el plan PENVA abarca los municipios de Cofrentes, Cortes de Pallás, Jalance, Jarafuel y Teresa de Cofrentes.

El avance de la energía renovable en el mercado eléctrico peruano está generando una transformación en la manera en que las grandes empresas gestionan su consumo energético.

El compromiso global con la descarbonización y la reducción de emisiones, así como la presión de los mercados internacionales, han llevado a sectores clave como la minería y el retail a incrementar significativamente la contratación de fuentes limpias.

Esta tendencia no solo responde a objetivos ambientales, sino que también marca un cambio en la competitividad y la sostenibilidad de las operaciones empresariales.

En este contexto, Celaris Energy informó que la demanda por suministro eléctrico renovable, especialmente por parte de los sectores minero y retail, está reconfigurando el mercado energético nacional.

De acuerdo con cifras de la Asociación Peruana de Energías Renovables (SPR), la generación eléctrica con recursos renovables no convencionales registró un crecimiento cercano al 27% al cierre de octubre de 2025 respecto al mismo periodo del año anterior.

María del Pilar Matto, CEO de Celaris Energy, destacó que este impulso corresponde, en gran medida, a los compromisos de reducción de emisiones y a la búsqueda de ventajas competitivas en mercados internacionales, donde el cobre y otros minerales tienen un rol clave en la transición energética global.

Minería: motor de la transición energética

El sector minero se posiciona como el principal catalizador del cambio hacia el uso de energía limpia en el país. Con un consumo que representa cerca del 34 % del total nacional y más del 55 % de la demanda del mercado libre, la minería se consolida como un actor determinante en la viabilidad de nuevas inversiones en infraestructura eléctrica.

La mayor parte de los contratos de suministro a largo plazo en el mercado libre proviene de este sector, lo que impulsa el desarrollo de proyectos eólicos y solares orientados a operaciones de gran escala.

El dinamismo minero se explica por la necesidad de cumplir con metas internacionales de sostenibilidad y las exigencias de sus clientes globales, especialmente en mercados donde la trazabilidad y la huella de carbono de los productos son requisitos para acceder a compradores estratégicos.

El retail y la agroindustria se suman al cambio

El sector retail también comienza a destacar en la transición hacia fuentes renovables. La expansión de cadenas comerciales, centros de distribución y operaciones logísticas está promoviendo una mayor demanda de esquemas de abastecimiento eléctrico eficientes, enfocados en la estabilización de costos y el cumplimiento de compromisos corporativos de sostenibilidad.

La agroindustria se incorpora de forma progresiva, aprovechando el alto potencial solar de diversas zonas del país. El uso de soluciones solares permite a las empresas optimizar costos y mejorar su posicionamiento en mercados internacionales, donde la certificación de producción limpia es cada vez más valorada.

Nuevas inversiones y perspectivas para el mercado eléctrico

El avance de la demanda corporativa por energía renovable está configurando un entorno favorable para la llegada de nuevas inversiones en generación eléctrica sostenible.

El crecimiento del segmento empresarial, impulsado por la minería, el retail y la agroindustria, contribuye a acelerar la transición energética y fortalece la competitividad del país en el contexto regional.

Según la CEO de Celaris Energy, el mercado eléctrico peruano entra en una etapa de transformación, donde la sostenibilidad se integra de manera directa al desempeño económico y al desarrollo de infraestructura para energía limpia.

Este escenario anticipa una mayor participación de fuentes renovables en la matriz energética nacional, alineando a Perú con las tendencias globales de descarbonización y eficiencia.

A diferencia de la respuesta adoptada en 2022, cuando la crisis del gas ruso derivó en topes a los precios y en gravámenes a los beneficios extraordinarios de las energéticas, la estrategia actual descarta intervenciones de ese tipo. La Comisión apuesta por modificar la normativa para que la electricidad tenga una carga fiscal menor que el gas, y permitirá a los Gobiernos nacionales eliminar los impuestos sobre la electricidad para industrias y hogares vulnerables.

Bajo el nombre AccelerateEU, Bruselas propone un conjunto de medidas que, más allá de la rebaja fiscal a la electricidad, incluye la activación bonos energéticos y tarifas sociales por parte de los Estados miembros, a los que se les permitiría incluso imponer prohibiciones temporales a los cortes de suministro en hogares vulnerables, instrumentos ya previstos en el marco europeo.

La guerra ya ha costado 24.000 millones a los europeos

Los líderes de la Unión Europea analizaran durante el Consejo informal que se celebra esta semana en Chipre el plan, que busca dotar a los gobiernos de herramientas legales para adaptar las medidas a sus realidades nacionales frente a la actual crisis energética. Según cifras oficiales, el aumento de los combustibles fósiles y las importaciones energéticas ha supuesto ya un sobrecoste de 24.000 millones de euros para la Unión Europea (UE) en apenas 52 días.

La Comisión Europea presentará en mayo propuestas legislativas concretas para modificar las normas fiscales. Sin embargo, estos cambios necesitarán el respaldo unánime de todos los países de la UE, lo que complica su aprobación.

En la rueda de prensa de presentación de las medidas, la vicepresidenta de la Comisión Europea para una Transición Limpia, Justa y Competitiva, Teresa Ribera, ha asegurado que desde Bruselas están preparados “para emprender más acciones si la situación empeora“. Ribera remarca también que ”la energía no puede utilizarse como instrumento de dominación ni de guerra“, y sostiene que acelerar la transición energética se ha vuelto “importantísimo” para fortalecer la seguridad económica y energética de la Unión Europea, así como para disminuir la dependencia exterior.

Coordinación de suministros compartidos

Otra de las sugerencias que destaca del paquete en materia de energía es la posibilidad de que los Estados miembro compartan queroseno para afrontar eventuales problemas de abastecimiento. El Ejecutivo comunitario detalla que coordinará con los Gobiernos nacionales, proveedores de combustible y el sector de la aviación el acceso a fuentes alternativas de queroseno, además de proponer medidas para optimizar su distribución y asegurar la disponibilidad en todas las regiones y aeropuertos de la Unión Europea.

Para evitar una repetición de la carrera de compras de gas vista en el verano de 2022 y no llegar a nuevas escaladas en los precios, la Comisión Europea también propone coordinar con los Estados miembro el llenado de los almacenamientos subterráneos antes del invierno. Bruselas también impulsa el uso de la flexibilidad ya existente en la normativa sobre almacenamiento y no descarta ajustar los objetivos de llenado según la evolución del mercado, con el fin de prevenir tensiones innecesarias. Entre las novedades, destaca la creación de un observatorio europeo de combustibles, encargado de vigilar producción, importaciones, exportaciones y niveles de reservas, especialmente de queroseno y diésel.

Al mismo tiempo, la Comisión alerta sobre la alta dependencia exterior en sectores como el combustible de aviación y destaca la necesidad de anticipar cuellos de botella y mejorar la distribución entre países para asegurar el suministro. Además, prevé revisar la normativa sobre reservas de petróleo y reforzar el seguimiento de la capacidad de refino en la Unión Europea, ante la reducción y concentración de esta industria en los últimos años.

El Ministerio de Energía y Minas (MINEM) presentó un proyecto de reglamento que busca crear un nuevo mercado para los servicios complementarios eléctricos (SSCC) en el país.

La reforma impactará a generadores, transmisores, distribuidores y usuarios, con el objetivo de fortalecer la seguridad, confiabilidad y eficiencia del sistema eléctrico nacional.

La medida responde al mandato de la Ley N° 32249, vigente desde enero de 2025, y especifica las reglas que definirán cómo se proveerán, pagarán y supervisarán estos servicios clave para el balance del sistema.

El proyecto surge ante el crecimiento de energías renovables, principalmente solar y eólica, y las limitaciones actuales del sistema para garantizar suministro estable. Según el documento, la ausencia de un esquema eficiente expone a la red a interrupciones y costos extras.

A diferencia del esquema vigente, el nuevo reglamento permitirá la entrada de múltiples actores y tecnologías, entre ellos sistemas de baterías, e incluirá mecanismos de mercado para la oferta y la remuneración de los SSCC.

El nudo crítico: quién paga, quién provee, quién fiscaliza

La propuesta establece que serán responsables de los costos del servicio quienes generen inestabilidad técnica o comercial en el sistema, identificando a generadores, grandes usuarios libres y distribuidores como principales obligados al pago, en proporción a sus retiros de energía.

Esta asignación responde al principio de causalidad, buscando mayor equidad en la distribución de los costos que surgen de variaciones no programadas o eventos críticos.

El COES (Comité de Operación Económica del Sistema) mantendrá la tarea de dimensionar necesidades y coordinar la operación del sistema, pero bajo nuevas condiciones: tendrá que realizar un análisis anual para determinar, servicio por servicio, si existen o no condiciones de competencia en el mercado.

“El COES deberá realizar un análisis técnico-económico que considere, entre otras variables, el número de potenciales oferentes identificados y el grado de concentración del mercado”, señala el artículo 8.

Las reglas también imponen que el OSINERGMIN refuerce su rol aprobando los precios máximos de los SSCC y supervisando tanto la competencia como la liquidación de los servicios.

Por su parte, el MINEM será responsable de crear el marco normativo, habilitar a los proveedores –incluso usuarios libres si cumplen ciertos requisitos– y mantener actualizado el registro de actores.

Los cambios más relevantes en la provisión y remuneración

El reglamento distingue entre dos tipos de servicios:

• Servicios Ofertables: Son los servicios que pueden ser provistos de manera voluntaria, a través de subastas o mecanismos de mercado, si existe competencia suficiente. Si falta oferta o hay posiciones dominantes, el COES podrá asignar la prestación de manera obligatoria.
• Servicios por Cumplimiento Normativo: Son obligaciones técnicas esenciales para el funcionamiento del sistema. No son remunerados por el mercado y son de cumplimiento obligatorio, como el control de frecuencia y parte de la provisión de potencia reactiva.

Los pagos a proveedores se harán según la oferta aceptada y su cumplimiento efectivo, aplicándose incentivos y penalidades. La remuneración estará sujeta a metodologías específicas detalladas en los Procedimientos Técnicos.

Esto busca evitar el doble pago por un mismo servicio y garantizar que solo se remunere lo efectivamente brindado y útil para el sistema. Entre los cambios técnicos destacados, la norma incluye:

• Definición precisa de servicios como regulación de frecuencia, regulación de tensión y arranque autónomo (la capacidad de volver a energizar la red tras una caída total).
• Permiso explícito para que nuevas tecnologías, como sistemas de almacenamiento de energía (baterías), ingresen como proveedores.
• Revisión periódica y actualización tanto del lote de servicios requeridos como de los criterios para su provisión.

Qué motiva el cambio: el diagnóstico oficial sobre la fragilidad del sistema

La exposición de motivos detalla por primera vez los problemas que enfrenta el Sistema Eléctrico Interconectado Nacional (SEIN) ante el aumento de energía renovable de fuentes solar y eólica.

Según el MINEM, la forma actual de gestión, basada en acuerdos entre pocos grandes generadores y esquemas no competitivos, “ha generado un conjunto de efectos negativos que afectan directamente la confiabilidad, eficiencia y sostenibilidad del sistema eléctrico nacional”.

El documento advierte sobre “prestación ineficiente y no garantizada de los SSCC”, y apunta a la insuficiencia de mecanismos para la integración de nuevos actores y tecnologías.

La falta de competencia y claridad normativa genera costos adicionales para todos los usuarios y expone al país a riesgos mayores de “apagones y fallas en el suministro”, especialmente durante eventos críticos.

Por ello, reconoce que la transición energética avanzó más rápido que la actualización legal, lo que provocó un rezago regulatorio que ahora busca corregirse.

“La carencia de un marco normativo moderno y específico para regular el funcionamiento competitivo del mercado de SSCC tiene un impacto directo y sustantivo sobre la confiabilidad y estabilidad del sistema eléctrico peruano”, detalla el proyecto.

Y añade: “En el contexto actual, los agentes del sistema no cuentan con todas las reglas necesarias que les permitan evaluar la rentabilidad de invertir en tecnologías más modernas para la provisión de SSCC”.

Los impactos: quiénes ganan, quiénes asumen nuevos desafíos

El cambio afecta principalmente a:

• Generadores eléctricos: hasta ahora los principales proveedores de SSCC, ven cambiar el modelo de remuneración y la apertura a nuevos competidores.
• Transmisores, distribuidores y grandes usuarios: pasan a ser responsables de costear los servicios según su participación en el sistema, no sólo según contratos previos.
• Nuevos proveedores: se habilita la entrada de empresas y usuarios de tecnologías de almacenamiento y recursos distribuidos, sujetos a la obtención de títulos habilitantes y control operativo.

El documento calcula un beneficio económico neto de S/ 254 millones al cabo de 10 años, por ahorros atribuidos a una mayor eficiencia operativa y reducción de costos sistémicos, frente a un costo inicial de implementación estimado en S/ 15 millones para adaptación administrativa.

Este cálculo utiliza un supuesto conservador de mejora del 0,5% de eficiencia en el despacho de energía, valorizado a un costo evitado unitario de USD 30/MWh sobre una demanda base de 63.248 GWh en 2025.

Estas cifras marcan la primera vez que el Estado publica un análisis detallado de costos y beneficios relacionados a la reforma del mercado de SSCC, incorporando además los costos indirectos de la inacción, como menor competitividad, mayor inestabilidad y barreras para la innovación.

Participación, fiscalización y derechos de los nuevos proveedores

Finalmente, el nuevo reglamento exige que todos quienes quieran ingresar como proveedores estén debidamente habilitados, ya sean generadores tradicionales, transmisores, distribuidores, usuarios libres u otros actores tecnológicos.

Para los últimos, la entrada dependerá de la obtención de una “Autorización SSCC” emitida por el MINEM, que requerirá acreditación técnica y garantía de fiel cumplimiento (al menos el 1% del valor del proyecto, hasta 100 UIT).

El texto también aclara que ninguna autorización libera al proveedor de cumplir con normas ambientales ni implica derecho automático a servidumbres sobre terrenos ajenos.

La verificación técnica y la certificación del COES serán obligatorias antes de entra en operaciones cualquier nuevo agente, bajo un procedimiento de hasta 30 días hábiles.

El régimen también prevé causales de revocación de la autorización, con proceso de descargo para los titulares en caso de incumplimiento operativo o de plazos de implementación.

El coste anual de la factura de la luz puede variar hasta en 300 euros dependiendo de la compañía seleccionada para el suministro energético, según el Informe Global de Energía 2026 de la comparadora Roams. Esta disparidad no solo evidencia la falta de uniformidad en las ofertas en mercado libre, sino que convierte la comparación de tarifas de electricidad y gas en una tarea decisiva para cualquier consumidor.

El análisis de Roams, que abarca 48 compañías y ocho comercializadoras, revela un escenario donde el precio del kWh puede cambiar drásticamente según la empresa: la opción más cara puede superar en más de diez veces a la más barata. Para un consumo medio de 290 kWh mensuales, optar por una tarifa de 0,10 euros/kWh significa pagar 29 euros al mes, mientras que una tarifa de 0,19 euros/kWh eleva el gasto hasta los 55 euros. La diferencia anual alcanza los 312 euros solo en la parte variable de la factura eléctrica.

En el caso del gas, la variación también resulta considerable. Los precios oscilan entre 0,051 y 0,091 euros/kWh. En este caso, el mercado regulado se mantiene como la alternativa más económica, ya que el precio medio del último año apenas supera los 0,05 euros/kWh, situándose incluso por debajo en la actualidad.

Elección de compañía y condiciones de permanencia

En paralelo, la libertad para cambiar de proveedor se ha incrementado en el mercado de la electricidad. Del total de compañías analizadas, cerca del 80% no exige permanencia en sus tarifas fijas de luz. Esta condición permite que los clientes puedan cambiar de compañía sin penalización.

En el segmento del gas, sin embargo, la flexibilidad es menor. Solo 25 compañías de las que ofrecen tarifas fijas de gas permiten abandonar el contrato sin penalización, mientras que siete mantienen compromisos mínimos de 12 meses, generalmente acompañados de penalizaciones en caso de ruptura anticipada. En el mercado regulado, la normativa prohíbe las penalizaciones y garantiza la movilidad del consumidor sin restricciones contractuales.

El informe también subraya que el origen de la electricidad varía considerablemente entre las comercializadoras. Mientras una veintena de compañías suministra energía de origen 100% renovable, otras mantienen un mix donde predominan fuentes como la nuclear o el gas.

Digitalización y experiencia de usuario

La digitalización es otro factor que avanza de manera desigual entre las comercializadoras. De las 48 compañías estudiadas, el 56% ofrece aplicación móvil junto con el área de cliente en la web, mientras que el resto limita la gestión al entorno online tradicional. En el mercado regulado, la digitalización está más extendida debido a la pertenencia de las comercializadoras a grandes grupos empresariales. La mayoría dispone de web y aplicación móvil, salvo algunas excepciones en territorios extrapeninsulares donde el desarrollo digital aún es limitado.

En cuanto a la calidad del servicio al cliente, las reclamaciones alcanza una media de las 4,8 por cada 100 puntos de suministro en el mercado libre de electricidad, aunque ciertas comercializadoras apenas registran incidencias. En gas, la media sube a 8,6, y algunas compañías superan ampliamente este valor. En el mercado regulado, la dispersión es menor: la electricidad registra una media de 1,2 reclamaciones y el gas 1,55 por cada 100 suministros.

En el mercado libre, la nota media en las valoraciones de Google se sitúa en 3,1 sobre 5, con una brecha de más de tres puntos y medio entre las compañías mejor y peor valoradas. En el regulado, la media desciende a 2,09 sobre 5. Según Salazar, “los factores que más perjudican la percepción global del servicio no siempre están relacionados con el precio, sino con la calidad de la atención y la gestión”.

En concreto, el INE explica que, según los datos prelimares utilizados para el cálculo del indicador adelantado, el coste de la electricidad ha aumentado en enero de 2026, pero el incremento ha sido moderado en comparación con el alza de 2025. Por su parte, la categoría que agrupa gasolina, diésel y lubricantes para vehículos, entre otros, se ha abaratado este mes, contrastando con el encarecimiento registrado hace un año.

Tras cerrar octubre en su nivel más alto en 16 meses con un 3,1%, la tasa interanual del IPC adoptó una tendencia a la baja que encadena ya tres meses consecutivos. Desde el Ministerio han celebrado este hito, que señalan como un indicio del buen comportamiento de la inflación y su acercamiento al objetivo del 2% establecido por el Banco Central Europeo (BCE). La cartera dirigida por Carlos Cuerpo subraya que este alivo frente a los intensos encarecimientos de años anteriores “permite a las familias seguir ganando poder adquisitivo”, según recoge la agencia Europa Press.

Los precios caen un 0,4% respecto a diciembre

En cuanto a la inflación subyaciente, que excluye productos energéticos y alimentos no elaborados por su alta volatilidad, la estimación más reciente se sitúa en un 2,6% anual. El Índice de Precios de Consumo Armonizado (IPCA), que permite comparar la inflación española con la de otros países europeos, también presenta un descenso. La tasa anual estimada para enero se sitúa en el 2,5%, es decir, cinco décimas menos que el mes anterior.

En el caso concreto del IPCA subyacente, los datos muestran una variación anual estimada del 2,8%. Por otro lado, la evolución mensual presenta señales de moderación. El indicador adelantado del IPC muestra que los precios de consumo han bajado un 0,4% respecto a diciembre, mientras que la variación mensual estimada del IPCA alcanza el -0,7%. Este retroceso en los precios mensuales suele estar relacionado con factores estacionales o ajustes de inicio de año.

Nueva metodología de cálculo

Con el avance de los datos de enero, el INE estrena su nueva base 2025 del IPC. Esta actualización implica cambios clave: una nueva clasificación internacional de productos, revisión de la cesta de la compra y ajuste de ponderaciones. La modificación responde a las exigencias europeas, adelantando su aplicación un año y sumando un grupo más en el IPC, que pasa de doce a trece, con nuevas subclases y cambios en el contenido de cuatro grupos principales.

La cesta de la compra incorpora productos como aguacates o arándanos y elimina otros ya poco representativos, aumentando de 462 a 487 referencias. Además, el INE reajusta las ponderaciones según los hábitos de consumo actuales, basándose en datos de la Contabilidad Nacional y encuestas de hogares. Estas mejoras buscan reflejar de forma más precisa los cambios en el consumo y la economía.

Tras tres meses consecutivos de bajadas, la tasa de inflación se mantuvo en febrero en el 2,3%, según ha confirmado este viernes el Instituto Nacional de Estadística. Así, el Índice de Precios de Consumo (IPC) deja atrás la tendencia a la moderación que encadenaba desde noviembre del pasado año gracias a las subidas en los grupos de restaurantes, servicios de alojamiento y alimentos. Este alza, sin embargo, estuvo en parte compensada por la caída de los precios de la electricidad frente al incremento contabilizado durante el mismo periodo de 2025.

Desde el ataque de Estados Unidos e Israel a Irán el último día de febrero, la cesta de la compra de los españoles se ha encarecido por el impacto de la guerra, especialmente en los precios de los carburantes. Por eso, desde el Ministerio de Economía prevén que la tasa de inflación de marzo “se verá afectada por esta subida de los precios energéticos” derivada de la escalada del conflicto en Oriente Medio y la amenaza al suministro por el bloqueo en el estrecho de Ormuz, vía de paso clave para el comercio mundial de petróleo.

El IPC subyacente aumenta un 2,7%

El grupo de vivienda, que había impulsado la inflación en meses anteriores, redujo su tasa de variación interanual al 1,9% tras la bajada de los precios de la electricidad. Por el lado contrario, el mayor impacto al alza provino de restaurantes y servicios de alojamiento, cuya tasa anual subió al 4,8%. Este incremento se debió a subidas de precios mayores que las del año anterior en este sector. Los alimentos y bebidas no alcohólicas también contribuyeron al aumento, con una tasa del 3,2%, impulsada por la estabilidad en productos como aceites, grasas, pescado y marisco.

Por su parte, la inflación subyacente, que excluye del cálculo productos energéticos y alimentos no procesados por evitar el impacto de su alta volatilidad, avanzó una décima y se situó en el 2,7%. En comparación mensual, el IPC general aumentó un 0,4% en febrero respecto a los precios registrados en enero. Los principales responsables de ese avance fueron los servicios de hostelería, el transporte (gracias en gran parte a los primeros signos del encarecimiento de los combustibles) y los alimentos frescos.

La inflación sube un 2,9% en Madrid

Madrid encabezó en febrero la tabla de la inflación por comunidades autónomas con una tasa anual del 2,9%. Le siguió la Comunidad Valenciana, que alcanzó el 2,6%. Extremadura, que registró un 2,5%, completa el podio de las regiones con mayor inflación, mientras que Aragón, Cantabria y País Vasco compartieron una tasa del 2,4%.

Bajando en el ránking, la tasa de inflación en Andalucía se situó en línea con el promedio nacional en el 2,3%. Las Islas Baleares, Galicia y Navarra, por su parte, marcaron un 2,2%. Un peldaño por debajo, Canarias, Castilla y León y la Región de Murcia cerraron el segundo mes del año con un encarecimiento en la cesta de la compra del 2,1%. En la franja más baja, con un 2%, figuran Asturias, Castilla-La Mancha, Cataluña, La Rioja, Ceuta y Melilla.

En los laboratorios de St. Olaf College y la Universidad de Syracuse, en Estados Unidos, un grupo de científicos desafió la tendencia global de miniaturización y velocidad. El equipo desarrolló una computadora mecánica que opera completamente sin electricidad, utilizando resortes y acero en lugar de chips y circuitos. Este avance abre la puerta a una informática basada en la memoria física de los materiales, sin necesidad de baterías ni alimentación externa.

El grupo de investigación construyó una computadora mecánica capaz de realizar operaciones lógicas y conservar información gracias al movimiento y la tensión de componentes como resortes y barras de acero.

Según el equipo de St. Olaf College, el desarrollo permite almacenar y procesar información únicamente a través del comportamiento de materiales físicos, sin intervención de circuitos electrónicos ni fuentes de energía externas.

De la observación cotidiana a la innovación tecnológica

El origen del proyecto surgió de una reflexión sobre cómo los materiales comunes, como el caucho, conservan una especie de memoria tras ser comprimidos o estirados. Joey Paulsen, profesor asociado de física en St. Olaf College, explicó en un comunicado: “Normalmente pensamos en la memoria como algo que se encuentra en el disco duro de una computadora o dentro de nuestro cerebro.

Sin embargo, muchos materiales cotidianos conservan algún tipo de memoria de su pasado”. Paulsen y su equipo se propusieron investigar si esa propiedad podía aprovecharse para almacenar y procesar información.

La respuesta llegó con la creación de sistemas mecánicos compuestos por barras de acero y resortes. Estas máquinas pueden realizar operaciones lógicas y conservar información mediante el movimiento y la tensión de sus componentes.

Funcionamiento y aplicaciones posibles

El equipo diseñó tres dispositivos mecánicos clave: un contador de fuerzas físicas, una puerta lógica capaz de distinguir entre entradas pares e impares, y un medidor que conserva la memoria de la fuerza aplicada. Estos elementos, al combinarse, demuestran que es posible llevar a cabo procesamiento de datos sin electrónica, únicamente a través del comportamiento de materiales físicos.

“Ahora contamos con una forma racional de construir estas máquinas que pueden realizar cálculos sencillos sin un chip de computadora ni una fuente de alimentación”, dijo Paulsen. Esta aproximación ofrece una alternativa frente a la vulnerabilidad de los chips de silicio, que pueden fallar ante calor extremo, radiación o ambientes corrosivos.

Los investigadores prevén aplicaciones en sectores donde la electrónica tradicional no resulta viable. Por ejemplo, sensores insertados en motores a reacción que midan el desgaste utilizando solo la vibración, o prótesis que respondan a la presión sin requerir batería alguna. Estos sistemas podrían funcionar en condiciones que destruirían los procesadores electrónicos convencionales.

Materiales inteligentes y futuro de la computación mecánica

El desarrollo de computadoras mecánicas representa un paso hacia materiales inteligentes, capaces de percibir su entorno, tomar decisiones y responder sin intervención humana directa. “Nuestros resultados representan un paso más hacia el diseño de materiales capaces de percibir su entorno, tomar decisiones y luego responder”, afirmó Paulsen.

Este tipo de tecnología podría traducirse en prótesis más sensibles o espacios interactivos que respondan al tacto.

Actualmente, el foco de la investigación está en la escalabilidad de estos sistemas. Estudiantes de St. Olaf College exploran la interacción de diferentes rotores, con la meta de crear redes mecánicas más complejas que permitan el desarrollo de máquinas sofisticadas compuestas por múltiples piezas.

Un desafío a la informática convencional

El avance liderado por St. Olaf College y la Universidad de Syracuse plantea interrogantes sobre el futuro de la informática. La posibilidad de contar con computadoras resistentes a condiciones extremas, sin necesidad de electricidad, amplía las fronteras tradicionales del hardware. Los investigadores continúan perfeccionando estos sistemas con el objetivo de adaptar su uso a nuevas aplicaciones industriales y médicas.

La investigación se encuentra en una etapa inicial, pero su potencial para transformar la relación entre tecnología y materiales físicos ya genera interés en sectores científicos y de ingeniería.

Este miércoles, el Gobierno recibirá las ofertas para avanzar en la privatización de su participación en Citelec, la sociedad que controla Transener, el principal operador de transmisión eléctrica en alta tensión del país. La operación se realizará a través de un concurso público nacional e internacional, con un precio base de 206 millones de dólares.

La Secretaría de Energía abrirá los sobres con las ofertas técnicas en el marco del proceso para vender el 50% del capital accionario que aún mantiene el Estado. El objetivo es captar fondos para el Tesoro. A su vez, la venta forma parte del plan definido por el Gobierno para desprenderse de activos energéticos bajo control estatal, en línea con la estrategia oficial de reducir la participación pública en el sector.

El mismo proceso permitió ingresar USD 700 millones a las reservas internacionales con la venta previa de las principales represas hidroeléctricas del Comahue, lo que brindó liquidez fiscal frente a compromisos financieros relevantes.

Entre los inversores que podrían estar interesados figuran Edison Energía, controlada por Juan y Patricio Neuss y Genneia, presidida por Jorge Brito, quienes se presentarán en conjunto pero, en caso de ganar la apuesta, las acciones quedarán por separado; Central Puerto, cuyos principales accionistas son la familia Miguens-Bemberg, Eduardo Escassany y Guillermo Reca; y Edenor, bajo el liderazgo de José Luis Manzano, Daniel Vila y Mauricio Filiberti. La operación permitirá que el adquirente se convierta en accionista co-controlante de Citelec junto a Pampa Energía, la energética dirigida por el empresario argentino Marcelo Mindlin.

Un operador clave en la red eléctrica

La red de Transener y su subsidiaria Transba constituyen el eje del sistema de transmisión eléctrica, ya que cubren el 85% del total nacional mediante más de 20.000 km de líneas de alta y media tensión y más de 160 estaciones transformadoras ubicadas en diferentes puntos del país.

La compañía opera y mantiene la red de alta tensión en 500 kV y 220 kV, además del sistema troncal de la provincia de Buenos Aires en 132 kV y 66 kV. Estos servicios funcionan bajo concesiones de largo plazo, de hasta 95 años. “Estas concesiones son monopolios naturales regulados”, dice el documento de Enarsa que describe la compañía para su venta.

Transener es el único operador de alta tensión (500-220 kV) en el país, y la red nacional en conjunto suma 36.000 km de líneas de transporte y más de 400 subestaciones, con una capacidad instalada nacional de 43,4 GW distribuida entre generación térmica, hidráulica, renovable y nuclear. Según datos de Enarsa, la empresa mantiene una disponibilidad superior al 99,7% y un sistema tarifario que asegura rentabilidad periódica, bajo supervisión del Ente Nacional Regulador de la Electricidad (ENRE).

La estructura de la compañía incluye más de 1.770 colaboradores, organizados en cinco regiones operativas con centros de control integrados y monitoreo constante, lo que permite una operación eficiente desde el norte al sur del país, abarcando un trayecto de hasta 3.700 km de extensión.

Cómo funciona el negocio

El sistema eléctrico argentino separa las actividades de generación, transporte y distribución. En el caso de Transener y Transba, se trata de un servicio regulado, con tarifas definidas por el Ente Nacional Regulador de la Electricidad (ENRE) y bajo un esquema de concesión.

Sin embargo, en los últimos dos años, el mercado incorporó mayor flexibilidad, con la habilitación de mercados a término, contratos libres y obligaciones de cobertura del 85% de la demanda para las distribuidoras.

En este esquema, los ingresos de estas empresas provienen principalmente de tarifas reconocidas por el regulador, ajustadas por inflación y sujetas a penalizaciones en caso de indisponibilidad, así como ingresos complementarios por supervisión de obras de terceros y servicios de ingeniería, que en conjunto no superan el 2% de los ingresos totales. El segmento de transmisión representa solo el 5% del costo mayorista de energía y menos del 2% de la factura del usuario final.

Expansión, desafíos y oportunidades para el sector privado

La venta de la participación estatal en Citelec otorga al sector privado la oportunidad de profundizar la modernización y expansión del sistema bajo un modelo de concesión sujeto a objetivos de calidad y disponibilidad, con penalizaciones históricamente menores al 2% de los ingresos.

El régimen regulatorio privilegia la continuidad y la inversión privada en obras estratégicas, principalmente para facilitar grandes proyectos industriales y residenciales, con especial atención al desarrollo de la minería y la competitividad regional.

Las utilidades y dividendos para accionistas extranjeros se rigen por la regulación del Banco Central de la República Argentina (BCRA). Para ejercicios iniciados a partir de 2025, no se requerirá aprobación previa cuando los fondos provengan de balances auditados, salvo salvedades expresas.

La estructura operativa y el régimen de incentivos mantienen a Transener y Transba como referencias de eficiencia dentro del sector, en virtud de su solidez financiera, estabilidad en ingresos y alta profesionalización de sus equipos. El impacto tarifario de la transmisión sobre el usuario final permanece bajo, en contraste con la importancia de la infraestructura mantenida y su aporte a la seguridad y calidad del sistema energético nacional.

La inflación en España ha alcanzado este mes de marzo su nivel más alto desde junio de 2024 en la primera lectura del Índice de Precios de Consumo (IPC) en el que se ha podido apreciar el impacto del estallido de la guerra en Oriente Medio el pasado 28 de febrero. El Instituto Nacional de Estadística (INE) ha elevado en una décima la cifra avanzada a finales de marzo hasta el 3,4%. Este incremento de 1,1 puntos por encima de la tasa registrada en febrero supone el mayor salto del índice desde junio de 2022, cuando la inflación subió desde el 8,7% al 10,2%.

El aumento de la inflación en marzo se debe principalmente al encarecimiento de la energía a consecuencia del conflicto en Irán. El grupo de transporte fue el que más incrementó su tasa anual, que alcanzó el 5,3%. Este aumento se explica por el encarecimiento de combustibles y lubricantes para vehículos personales, en contraste con la bajada que se produjo en marzo de 2025. El grupo de vivienda también elevó su variación anual hasta el 3,7%, casi dos puntos más que en febrero, debido al comportamiento de la electricidad, que experimentó un descenso menor que el de marzo de 2025, y de los combustibles líquidos, cuyos precios subieron mientras que el año anterior bajaron.

El grupo de vestido y calzado, por su parte, presentó una tasa anual del 2,6%, más de 3,5 puntos por encima de la del mes anterior. La subida responde a que los precios aumentaron más que en marzo del año pasado por el inicio de la nueva temporada. El IPC reflejó también la rebaja de impuestos a los carburantes aprobada por el Gobierno, aunque solo tuvo efecto en la última semana de marzo.

La inflación subyacente sube hasta el 2,9%

La variación mensual del Índice de Precios de Consumo (IPC) en marzo fue del 1,2%. El grupo de transporte fue el que más contribuyó a esta subida mensual, con una variación del 4,5%. El principal motivo también fue el encarecimiento de los combustibles y lubricantes para vehículos personales, con una repercusión de 0,691 puntos en el IPC general.

El grupo de vestido y calzado registró una subida mensual del 6,5%, que supuso una repercusión de 0,201 puntos en el índice general. El grupo de restaurantes y servicios de alojamiento también mostró un aumento, con una tasa mensual del 0,8%. Este crecimiento se debe al encarecimiento en restaurantes, cafés, establecimientos de comida rápida y servicios de alojamiento, aportando 0,145 puntos al IPC general.

La tasa anual de la inflación subyacente aumentó dos décimas, hasta el 2,9%. Por su parte, el Índice de Precios de Consumo Armonizado (IPCA), que permite la comparación con los países del entorno, situó su tasa de variación anual en el 3,4% en marzo, un incremento de nueve décimas respecto al mes anterior. En términos mensuales, el IPCA aumentó un 1,7% en marzo.

Madrid y Galicia lideran los aumentos

Por regiones, la Comunidad de Madrid registró la tasa de inflación más alta del país, con un 4,1%. A continuación, Galicia alcanzó el 3,8%, seguida por Castilla-La Mancha con un 3,7%. Cantabria y Baleares, por su parte, marcaron un 3,6% cada una. En el siguiente grupo se encuentran Navarra, Extremadura, Castilla y León y Aragón, todas con una tasa del 3,5%.

País Vasco, Murcia y Comunidad Valenciana mostraron un 3,4%, igualando la media nacional. Andalucía presentó un 3,3%, mientras que Cataluña cerró marzo con un 3,1%. La Rioja, Canarias y Asturias se ubicaron en el 3%. Finalmente las tasas más bajas correspondieron a Ceuta (2,7%) y Melilla (2,6%).

En la mayoría de los hogares, el refrigerador permanece en funcionamiento las veinticuatro horas del día, los siete días de la semana, siendo un electrodoméstico esencial para la conservación de alimentos y que llega a representar el 31% del consumo energético total de un hogar.

En este contexto, un error frecuente y poco advertido entre los usuarios es no descongelar el refrigerador, sobre su congelador de manera periódica. Este descuido, aparentemente menor, puede tener consecuencias directas en la factura de luz.

Una capa de escarcha de apenas tres milímetros en las paredes del congelador incrementa el consumo energético hasta un 30%, de acuerdo con la Organización de Consumidores y Usuarios de España (OCU).

Cómo se debe descongelar correctamente un congelador

El proceso de descongelación requiere organización y algunos cuidados básicos. La OCU sugiere seguir un protocolo que comienza por desconectar el aparato y proteger el área circundante para evitar filtraciones de agua.

Es fundamental retirar todos los alimentos y almacenarlos temporalmente en bolsas térmicas o el propio refrigerador, si hay espacio disponible. A continuación, se aconseja extraer los cajones y estantes, permitiendo que el hielo se derrita sin forzarlos.

La limpieza debe realizarse con agua jabonosa o una mezcla de agua y vinagre, asegurando un secado completo antes de volver a conectar el congelador. Un aspecto relevante es no volver a congelar alimentos que hayan perdido la cadena de frío durante el proceso, para evitar riesgos sanitarios.

Qué hábitos ayudan a prevenir la formación de hielo en el refrigerador

Prevenir la acumulación de hielo reduce el esfuerzo y la frecuencia de las descongelaciones. La OCU señala que abrir la puerta solo las veces imprescindibles, evitar introducir alimentos calientes y no bajar excesivamente la temperatura interna son prácticas que contribuyen a minimizar la formación de escarcha.

Además, la ubicación del electrodoméstico influye: es clave instalarlo alejado de fuentes de calor y permitir la circulación de aire detrás del aparato.

Mantener limpios los conductos y asegurarse de que la puerta cierre correctamente son acciones sencillas que optimizan el rendimiento energético y prolongan la vida útil del refrigerador.

A qué temperatura se debe configurar el refrigerador y el congelador

La temperatura ideal para el correcto funcionamiento del refrigerador y el congelador influye directamente en el consumo energético y en la conservación de los alimentos. Según la OCU, la pauta a seguir es ajustar el refrigerador a 5°C y el congelador a -17°C.

Mantener los anteriores valores garantiza una refrigeración eficiente sin exigir un sobreesfuerzo del motor, lo que reduce el gasto de electricidad. Un ajuste por debajo de estas temperaturas, lejos de mejorar la conservación, incrementa el consumo y favorece la formación de hielo.

Asimismo, regular la temperatura ayuda a evitar la aparición de bacterias en los alimentos. Los termostatos permiten comprobar y ajustar con precisión los valores internos. Es importante no confiar únicamente en las ruedas de ajuste tradicionales, porque pueden carecer de exactitud.

Qué otras estrategias permiten reducir el consumo energético del refrigerador

Más allá de la descongelación y el ajuste de temperatura, existen otras prácticas que contribuyen al ahorro energético. Una de ellas es evitar sobrecargar el interior, porque el aire frío debe circular libremente para distribuir la temperatura de forma uniforme.

Una nevera excesivamente llena obliga al motor a trabajar más y puede generar puntos calientes que afecten la conservación de los alimentos.

Otra pauta es realizar revisiones periódicas de la parte trasera del aparato. La acumulación de polvo en el condensador provoca un sobrecalentamiento del motor y aumenta el consumo eléctrico. Limpiar la rejilla y asegurar una ventilación adecuada prolongan la vida útil del electrodoméstico y favorecen la eficiencia.

Cuáles señales advierten sobre un mal funcionamiento en el refrigerador

Un aumento excesivo en la acumulación de hielo tras la limpieza puede indicar que la puerta del congelador no está cerrando herméticamente. Según la OCU, el deterioro de las gomas de sellado facilita la entrada de aire y humedad, lo que provoca la formación constante de escarcha.

Otra señal de alerta es el incremento repentino en el consumo energético, perceptible en la factura eléctrica mensual. Ante cualquiera de estos síntomas, es clave revisar el estado del aparato y realizar el mantenimiento necesario.

El precio de la electricidad ha experimentado un aumento sostenido en los últimos años, lo que ha llevado a miles de hogares a buscar estrategias para reducir gastos y optimizar el consumo energético. Uno de los electrodomésticos que más incide en la factura es la lavadora.

Sin embargo, con una correcta planificación y conocimiento de las tarifas horarias, es posible convertirla en una aliada del ahorro doméstico. Elegir el momento adecuado para poner la lavadora y apostar por electrodomésticos eficientes puede marcar una diferencia significativa en el importe mensual.

Hoy, las tarifas eléctricas en muchos países funcionan bajo un sistema de discriminación horaria, con precios del kilovatio hora (kWh) que varían a lo largo del día. Adaptar el uso de la lavadora y otros electrodomésticos de alto consumo a estos horarios puede suponer un ahorro notable en la factura de luz, además de favorecer un consumo más sostenible y equilibrado para la red eléctrica.

Franjas horarias: cuándo es más barato usar la lavadora

La discriminación horaria divide la jornada en tres bloques principales:

• Horas punta: Son los periodos de mayor demanda y, por tanto, de mayor coste. De lunes a viernes, suelen abarcar de 10:00 a 14:00 y de 18:00 a 22:00. Utilizar la lavadora en estos intervalos incrementa el gasto energético.
• Horas llano: Presentan un precio intermedio. Se extienden de 08:00 a 10:00, de 14:00 a 18:00 y de 22:00 a 00:00. Son una opción más económica, aunque no tanto como las horas valle.
• Horas valle: Son las más baratas, de 00:00 a 08:00, y durante todo el día en fines de semana y festivos. Programar la lavadora en estos horarios permite aprovechar la tarifa más baja y ahorrar en cada lavado.

Ajustar el uso de la lavadora, el lavavajillas y la secadora a estas franjas puede reducir de forma considerable el importe mensual, sobre todo en hogares con un consumo elevado.

Invierte en electrodomésticos eficientes

El ahorro energético no depende solo del horario, también del tipo de lavadora utilizada. Los modelos con etiquetas de eficiencia energética A o B consumen menos electricidad y agua, lo que se traduce en un menor gasto y un impacto ambiental reducido. Algunas tecnologías, como EcoBubble, permiten lavar con agua fría y obtener resultados óptimos, disminuyendo la energía necesaria para calentar el agua.

La función de autodosificación ajusta automáticamente la cantidad de detergente y suavizante según la carga y el nivel de suciedad, evitando el desperdicio y optimizando los recursos. Los motores Digital Inverter garantizan un funcionamiento silencioso, ideal para programar lavados nocturnos sin molestias.

Consejos prácticos para maximizar el ahorro

• Lava con agua fría siempre que sea posible. El calentamiento del agua es responsable de una parte importante del consumo eléctrico.
• Evita ciclos largos si la ropa no está excesivamente sucia. Los programas cortos y ecológicos consumen menos energía y ofrecen buenos resultados.
• Llena completamente la lavadora antes de cada uso para un empleo eficiente de la energía.
• Realiza mantenimiento periódico: limpia filtros y partes ocultas para asegurar que la lavadora funcione a pleno rendimiento.
• Programa la lavadora con apps móviles como SmartThings para aprovechar las horas valle, incluso si no estás en casa.

Impacto de la discriminación horaria en la factura eléctrica

La segmentación de tarifas por franjas horarias tiene como objetivo incentivar el consumo en momentos de menor demanda, aliviando la presión sobre la red y ofreciendo precios más bajos.

Aprovechar las horas valle y usar electrodomésticos eficientes puede significar una reducción notable en el coste de la electricidad. Ajustar rutinas y hábitos domésticos, junto con la inversión en tecnología de bajo consumo, es clave para una gestión energética responsable y sostenible.

En la actualidad, la tecnología y la información permiten a los usuarios tomar decisiones más inteligentes, ahorrar dinero y contribuir a la sostenibilidad ambiental. Programar la lavadora en el horario adecuado y mantener el equipo en óptimas condiciones es un paso sencillo, pero esencial, para el ahorro energético en cualquier hogar.

La guerra entre Estados Unidos, Israel e Irán, que Reuters sitúa desde el 28 de febrero de 2026, parece lejana en el mapa, pero hace semanas dejó de ser un conflicto remoto para América Latina. Entró por el petróleo, por el gas, por los fletes, por la inflación esperada y por la volatilidad financiera. El 8 de abril de 2026 se anunció una tregua de dos semanas, pero incluso con ese alivio parcial los mercados físicos de energía siguen bajo tensión, con infraestructura dañada, cargamentos atorados y rutas marítimas todavía frágiles. En otras palabras: el problema no terminó, apenas cambió de forma.

La razón es simple: el estrecho de Ormuz no es un detalle geográfico, sino una bisagra del sistema energético mundial. La Agencia Internacional de Energía señala que en 2025 pasaron por ahí casi 15 millones de barriles diarios de crudo, equivalentes a cerca de 34% del comercio global de crudo, y la EIA estadounidense añade que en 2024 y el primer trimestre de 2025 ese paso concentró más de una cuarta parte del comercio marítimo mundial de petróleo y alrededor de una quinta parte del consumo global de petróleo y petrolíferos, además de cerca de una quinta parte del comercio mundial de gas natural licuado.

Cuando esa arteria se bloquea o queda bajo amenaza, la onda expansiva no se queda en el Golfo: viaja a puertos, refinerías, bancos centrales y ministerios de Hacienda de todo el planeta.

Por eso el impacto latinoamericano fue casi inmediato. Se reportó que el 7 de abril el índice MSCI de acciones latinoamericanas cayó 1%, con Chile a la cabeza de las pérdidas bursátiles con -1.4%, México con -1.1% y Brasil bajo presión cambiaria. Los estrategas citados por Reuters advirtieron que, si el Brent se acercaba a 150 dólares por barril, las monedas de economías emergentes importadoras de energía quedarían especialmente expuestas. Un día antes, el mismo medio había mostrado el otro lado de esa fragilidad: bastó la expectativa de una posible desescalada para que el peso mexicano repuntara 0.6%. Esa combinación de caída y rebote no es señal de fortaleza; es señal de dependencia frente a un shock externo que la región no controla.

La tregua tampoco significa normalidad. Medios occidentales informaron el 8 de abril que, aun con la pausa negociada, había alrededor de 130 millones de barriles de crudo, 46 millones de barriles de combustibles refinados y 1.3 millones de toneladas de gas natural licuado varados en buques a la espera de condiciones seguras. En marzo, las exportaciones de crudo del Medio Oriente que pasan por Ormuz colapsaron en torno a 13 millones de barriles diarios, equivalentes a cerca de 13% del consumo mundial, y parte de esa producción tardará semanas o meses en volver por daños físicos, cautela naviera y cuellos de botella logísticos.

El mismo día, Reuters reportó que el Brent cayó con fuerza, a la zona de 91 a 95 dólares, pero advirtió que el mercado físico seguía estresado y que los compradores todavía enfrentaban escasez y primas elevadas. Esa es la paradoja: el precio financiero baja más rápido que el daño real.

América Latina no recibió el golpe de manera uniforme. Los países netamente importadores, como Chile, sienten de inmediato la presión sobre sus activos, su inflación importada y sus cuentas externas. Brasil, aun siendo un gran productor, también resiente la aversión global al riesgo y la presión sobre su moneda.

Algunos exportadores pueden obtener un respiro transitorio por precios altos, pero incluso esa ganancia es engañosa. Venezuela, por ejemplo, logró que sus exportaciones superaran 1.09 millones de barriles diarios en marzo, por primera vez en seis meses, pero al mismo tiempo Reuters reportó este 8 de abril que sus refinerías operaban apenas al 31% de su capacidad. En la región, por tanto, el alza del crudo no equivale automáticamente a seguridad energética; muchas veces solo maquilla fragilidades estructurales.

México ocupa un lugar especialmente delicado en ese tablero. El país no depende del Golfo Pérsico para abastecerse directamente, pero sí depende de un sistema internacional donde cualquier gran guerra energética reordena precios, rutas y decisiones de inversión. Y, sobre todo, depende de Estados Unidos. Reuters reportó en enero de 2025 que las importaciones, casi totalmente provenientes de Estados Unidos, cubren 72% de la demanda mexicana de gas natural. La EIA documentó después que las exportaciones por ducto de Estados Unidos a México promediaron 6.4 mil millones de pies cúbicos diarios en 2024, máximo histórico anual, y que en mayo de 2025 alcanzaron un récord mensual de 7.5 mil millones.

AP añadió esta semana que México es hoy el mayor comprador individual de gas estadounidense. Eso significa que la soberanía energética mexicana descansa, en buena medida, sobre moléculas ajenas y sobre tuberías que cruzan la frontera norte.

La dependencia es aún más seria porque el gas ya no es un combustible secundario en México: es la columna vertebral del sistema eléctrico. Un diagnóstico del Natural Resource Governance Institute, basado en datos de SENER, señala que alrededor de 60% de la electricidad generada en México proviene del gas natural; además, 59% del gas consumido en el país se destina a generación eléctrica. El mismo documento muestra que entre 2014 y 2024 la producción doméstica de gas cayó 33%, mientras que las importaciones por ducto subieron de manera sostenida hasta representar cerca de 73% del consumo en 2023. En otras palabras, México no solo importa mucho gas: importa el combustible que sostiene buena parte de sus focos, fábricas y redes de producción.

Ahí está el verdadero significado latinoamericano de esta guerra. No se trata únicamente de si sube o baja la gasolina esta semana. Se trata de que un conflicto a miles de kilómetros ya está reescribiendo debates internos sobre seguridad energética, almacenamiento estratégico, transición y modelo de desarrollo. En México, Claudia Sheinbaum anunció precisamente esta semana una iniciativa para explorar métodos de extracción de gas no convencional y reducir la dependencia del suministro estadounidense. AP reportó que evitó usar la palabra “fracking”, habló de una extracción “sustentable” y encargó a un comité técnico dos meses para evaluar métodos menos dañinos, como el uso de agua no potable y menos químicos. La propia presidenta vinculó la decisión con las lecciones dejadas por la escasez de gas en Europa durante la guerra en Ucrania y por la actual guerra en Medio Oriente.

Ese anuncio revela dos cosas a la vez. Primero, que la guerra ya modificó la agenda energética mexicana. Segundo, que México está reaccionando desde la urgencia, no desde una estrategia resuelta. Porque la pregunta no es solamente si conviene sacar más gas; la pregunta es qué tipo de vulnerabilidad se quiere corregir. Extraer más gas podría reducir parte de la exposición externa, pero también puede profundizar conflictos ambientales, tensiones hídricas y una mayor dependencia de otro combustible fósil en un país que necesita diversificar, no solo sustituir un origen por otro. El riesgo es responder a una crisis geopolítica con una solución que alivie el corto plazo pero encierre al país por más años en la misma lógica fósil.

Además, México llega tarde y con pocas reservas de maniobra. Expertos informaron que el país tenía apenas 2.4 días de capacidad de almacenamiento de gas natural, y que el gobierno buscaba elevarla a por lo menos cinco días. Ese dato es brutal. Una economía tan integrada a Norteamérica, tan industrializada en ciertos corredores y tan dependiente del gas para generar electricidad no puede darse el lujo de operar casi sin colchón. La tormenta invernal de Texas de febrero de 2021 ya había dejado esa lección: Reuters recordó que aquella interrupción del suministro provocó apagones para millones de usuarios en gran parte del país y pérdidas privadas estimadas en más de 6 mil millones de dólares en una sola semana. Si eso ocurrió por clima extremo en el vecino inmediato, ¿qué puede provocar una era de guerras energéticas recurrentes?

Por eso el debate mexicano no debería reducirse a un falso dilema entre importarlo todo o fracturarlo todo. La lección que deja esta guerra para AméricaLatina es más compleja. Los países importadores necesitan más resiliencia: almacenamiento, redes más robustas, diversificación de fuentes y menor exposición a un solo proveedor. Los exportadores necesitan dejar de confundir bonanza coyuntural con fortaleza estratégica. Y todos necesitan comprender que la energía ya no puede pensarse solo como insumo económico; volvió a ser, de manera descarnada, un instrumento de poder geopolítico.

México haría bien en leer esta crisis con seriedad histórica. La guerra en Medio Oriente no solo encareció barriles; mostró que la dependencia energética también es una dependencia política. Cuando un país obtiene la mayor parte del gas que consume de un solo proveedor, cuando ese gas sostiene la mayor parte de su electricidad y cuando además carece de reservas estratégicas amplias, la distancia entre “mercado” y “vulnerabilidad” se vuelve mínima. La discusión abierta por Sheinbaum no es técnica, sino de Estado: cómo asegurar energía suficiente sin hipotecar el futuro ambiental ni quedar rehén de la próxima guerra ajena.

Porque el conflicto de hoy, aunque estalle lejos, ya está decidiendo parte del México de mañana.

* Talya Iscan, politóloga Universidad Panamericana

** Las expresiones emitidas en esta columna son responsabilidad de quien las escribe y no necesariamente coinciden con la línea editorial de Infobae México, respetando la libertad de expresión de expertos.

Una empresa estadounidense del sector nuclear ha presentado una batería de estado sólido con una promesa disruptiva: suministrar energía continua durante más de un siglo sin requerir mantenimiento.

Este avance, impulsado por NRD LLC, abre la puerta a una nueva generación de soluciones energéticas para aplicaciones críticas y entornos donde el reemplazo de baterías resulta inviable.

Energía nuclear en formato compacto

La nombrada serie NBV utiliza un diseño betavoltaico alimentado por el isótopo níquel-63. Este sistema genera electricidad a partir de la desintegración radiactiva, transformando la energía liberada en corriente eléctrica a través de un dispositivo de estado sólido completamente sellado.

A diferencia de las baterías convencionales, que requieren recargas frecuentes y tienen una vida útil limitada, la tecnología betavoltaica se basa en una degradación continua que permite suministrar energía durante décadas.

El dispositivo opera en un rango de voltaje de 1,0 V a 20,0 V y puede generar entre 5 y 500 nanovatios, con una corriente nominal de 7,5 a 33 nanoamperios. Sus dimensiones compactas —20 mm x 20 mm x 12 mm— lo hacen adecuado para componentes electrónicos de ultrabajo consumo, como sensores, sistemas de registro de datos y equipos de monitoreo que requieren un aporte de energía constante pero mínimo.

Aplicaciones en entornos remotos y críticos

El principal valor de la nueva batería radica en su capacidad para alimentar sistemas situados en lugares remotos o de difícil acceso, donde el mantenimiento regular resulta costoso o directamente imposible.

Shel Alfiero, director ejecutivo de la compañía, afirmó en un comunicado que la serie NBV representa “una solución de microalimentación de alta integridad y libre de mantenimiento para aplicaciones que exigen fiabilidad prolongada y alimentación constante en entornos exigentes y hostiles, donde el reemplazo de la batería no es una opción viable”.

Entre los usos previstos se encuentran la monitorización industrial, la detección ambiental, la seguridad y plataformas autónomas que integran inteligencia artificial. Estas aplicaciones suelen requerir un suministro de energía constante y fiable para mantener el estado del sistema durante largos periodos, especialmente en escenarios donde una interrupción eléctrica puede comprometer toda la operación.

Un avance basado en la experiencia nuclear

Los desarrolladores destacan su experiencia en la manipulación de materiales nucleares regulados, con seis laboratorios radiológicos propios y un departamento de física de la salud consolidado.

La empresa afirma haber desarrollado un sólido programa de seguridad radiológica para respaldar la producción a gran escala y proyectos a largo plazo, factores clave en la implementación de soluciones basadas en radioisótopos.

El diseño de la batería contempla su uso en sistemas de monitoreo de infraestructura y seguimiento de estado a largo plazo, así como en implementaciones donde el acceso físico es limitado. El objetivo es ofrecer una fuente de energía confiable y duradera que permita mantener operativos dispositivos electrónicos durante décadas, reduciendo costes y riesgos asociados al mantenimiento.

La estructura tarifaria del gas en Estados Unidos cambió drásticamente: el peso de la infraestructura, y no el precio del gas en sí, explica el 70% de la factura promedio en 2024, mientras que el propio combustible representa apenas el 30%.

Impulsada por miles de millones de dólares invertidos en tuberías y sistemas de distribución, esta tendencia anticipa un escenario donde la transición energética y las alternativas a los combustibles fósiles cobran renovada urgencia, según un informe de la organización ambiental estadounidense Building Decarbonization Coalition (BDC), citado por el medio especializado en cambio climático y energía Inside Climate News.

En 2025, los aumentos en las facturas de gas avanzaron un 60% más rápido que los de electricidad y multiplicaron por cuatro la inflación, de acuerdo con el informe de la BDC publicado el martes. Entre 2010 y 2023, la inversión anual de las empresas de servicio público en infraestructura gasista se triplicó, alcanzando los USD 28.000 millones.

Esta escalada se produce en paralelo a una demanda residencial prácticamente estancada desde los años setenta y al modesto 8,5% de crecimiento en la base de usuarios desde el año 2000, según datos de la Agencia de Información de Energía de Estados Unidos incorporados al informe.

La principal causa del encarecimiento de las facturas es el ritmo acelerado de sustitución de tuberías, activado a partir de 2010.

En ese periodo, 27 estados aprobaron reglas para que las empresas recuperaran rápidamente esos costos a través del aumento de tarifas, mientras que al menos 42 estados adoptaron cargos adicionales o programas específicos para agilizar la renovación de ductos, de acuerdo con la entidad representativa del sector gasista estadounidense American Gas Association, citada por Inside Climate News.

Kristin Bagdanov, coautora del informe del BDC, puntualizó: “El responsable oculto del continuo alza en las facturas es, de hecho, la infraestructura”. Según la organización ambiental, si las inversiones hubieran seguido el ritmo anterior a 2010, los clientes estadounidenses habrían ahorrado USD 130.000 millones hasta 2023, equivalentes a USD 1,723 por hogar.

Las alternativas que ponen en cuestión el modelo actual de gas

A pesar de que la industria gasista sostiene que el gas sigue resultando más barato que la electricidad para los hogares, con un ahorro medio anual de USD 1,030 frente a quienes calientan, cocinan y secan ropa con electricidad, el informe del BDC afirma que reforzar la infraestructura existente no se justifica económicamente ni medioambientalmente en el contexto actual.

Kevin Carbonnier, también coautor del informe, propone alternativas como redes geotérmicas, programas de respuesta a la demanda, sistemas de recuperación de calor de aguas residuales y electrificación. Carbonnier sugirió: “Consideremos opciones que no impliquen tuberías, para modernizar viviendas e infraestructura sin invertir millones de dólares en reemplazos”.

El cambio de paradigma se materializa en la agenda legislativa y las políticas estatales. Desde 2020, 14 jurisdicciones —trece estados más Washington D.C.— abrieron procesos regulatorios para planificar la transición del gas hacia otros métodos de calefacción.

En Minnesota, se debate una ley que habilitaría a las empresas a instalar redes geotérmicas, con el respaldo de la mayor distribuidora local, CenterPoint Energy, y sindicatos, según recoge Inside Climate News.

Otros estados, como Massachusetts, están ampliando proyectos piloto de barrios térmicos gestionados públicamente, mientras que Maryland examina si la planificación de sus empresas de gas es coherente con los objetivos climáticos estatales. En California, se discute la Heat Pump Access Act para simplificar y promover la instalación de bombas de calor, en línea con su meta de neutralidad de carbono en 2045.

Electrificación y desenganche: una tendencia en ascenso

El mercado ofrece indicios claros del cambio: en 2025, por cuarto año consecutivo, las ventas de bombas de calor superaron a las de calderas de gas en Estados Unidos. Opciones como los paneles solares de balcón también ganan tracción.

Muchas familias optan por modernizar sus hogares y desconectarse del gas para beneficiarse de equipos más eficientes, explicó Carbonnier a Inside Climate News.

A pesar del recorte de incentivos federales para energías limpias bajo la administración Trump, los programas e iniciativas estatales mantienen una dirección hacia la electrificación y la disminución del uso de combustibles fósiles, señala Bagdanov.

Desde comienzos de 2026, en Argentina se implementó un nuevo sistema para el otorgamiento de subsidios en los servicios de electricidad y gas domiciliarios. El programa, denominado Subsidios Energéticos Focalizados (SEF), unificó los criterios de asignación para la electricidad, el gas natural, el gas propano distribuido por redes y las garrafas de 10 kilos. El acceso al beneficio quedó restringido a los hogares que cumplan con ciertos requisitos socioeconómicos y patrimoniales, con un procedimiento único y centralizado para tramitarlo.

La gestión de la asistencia estatal se realiza exclusivamente a través de una plataforma oficial habilitada por el Ministerio de Economía. A continuación, se describe el procedimiento para solicitar los subsidios de luz y gas, los requisitos para acceder y los pasos necesarios para completar la gestión.

Con la implementación del SEF, desaparecieron tanto la segmentación previa en niveles N1, N2 y N3 como la Tarifa Social de Gas, que funcionaban como esquemas independientes. El nuevo régimen define únicamente dos grupos: quienes acceden al subsidio y quienes quedan excluidos, según su nivel de ingresos, bienes y situación socioeconómica.

Aquellos que cumplen con los requisitos reciben un descuento en el precio de la energía, mientras que el resto afronta el valor total del servicio. El parámetro central para acceder al beneficio es que los ingresos familiares no superen el equivalente a tres Canastas Básicas Totales, además de contemplarse ciertos factores de vulnerabilidad.

1- Confirmar la necesidad de inscripción

El primer paso consiste en verificar si el hogar ya figura en el nuevo registro o si corresponde completar una nueva inscripción. El anterior Registro de Acceso a los Subsidios Energéticos (RASE) fue reemplazado por el Registro de Subsidios Energéticos Focalizados (ReSEF). Quienes ya estaban registrados en el RASE no deben realizar ningún trámite adicional, ya que la información fue transferida al nuevo sistema.

Deben inscribirse aquellas personas que no hayan gestionado el subsidio previamente, los hogares que obtenían beneficios mediante programas como el Programa Hogar para la compra de garrafas o la Tarifa Social de Gas en determinadas zonas. En estos casos, la inscripción en el nuevo sistema es obligatoria para conservar o solicitar la ayuda estatal.

2- Ingresar en la plataforma oficial

El trámite se inicia accediendo al sitio web habilitado para la gestión de subsidios energéticos (https://www.argentina.gob.ar/subsidios). Desde allí es posible comenzar la solicitud, consultar el estado de gestiones anteriores o verificar si el hogar ya accede al beneficio.

Para operar en la plataforma se requiere una cuenta en Mi Argentina, que se activa con el número de CUIL y una clave personal. Una vez dentro, las personas pueden elegir la opción que corresponda a su situación.

Las funciones principales del portal incluyen:

• Verificar si el hogar recibe subsidios
• Consultar el estado de solicitudes en curso
• Solicitar una revisión si los datos no reflejan la situación real del grupo familiar

3- Reunir la documentación necesaria

Antes de iniciar la carga de datos, es recomendable contar con toda la información solicitada para completar el formulario de manera ágil. Se requiere:

• Número de medidor y de Cliente, Servicio, Cuenta, Contrato o NIS, disponibles en la factura de electricidad o gas
• Número de DNI y número de trámite del DNI de la persona que realiza la gestión
• Número de CUIL de cada integrante mayor de 18 años
• Correo electrónico activo y habitual

Estos datos permiten identificar el suministro y acreditar la composición del grupo familiar en el sistema.

4- Completar la inscripción en el ReSEF

Quienes no figuren en el registro deben completar el formulario digital disponible en la plataforma, que tiene carácter de declaración jurada y requiere información precisa y actualizada.

El formulario solicita datos sobre ingresos, cantidad de integrantes, situación laboral y otros aspectos socioeconómicos y patrimoniales. Parte de la información se completa automáticamente con datos oficiales, aunque corresponde al solicitante revisar y completar los campos faltantes.

5- Evaluación de requisitos

Tras enviar la solicitud, el Estado analiza si el hogar cumple con los criterios para acceder al subsidio. El requisito principal es que el ingreso neto del grupo familiar sea inferior a tres Canastas Básicas Totales (CBT) para un hogar tipo 2, según los valores publicados por el Instituto Nacional de Estadística y Censos (Indec).

El sistema contempla situaciones específicas, como:

• Integrantes con Certificado de Vivienda emitido por el Registro Nacional de Barrios Populares (ReNaBaP)
• Percepción de una Pensión Vitalicia para Veteranos de Guerra del Atlántico Sur
• Integrantes con Certificado Único de Discapacidad (CUD)

También se realizan controles patrimoniales y cruces de información para confirmar la situación económica del hogar. Según estos datos, la solicitud puede ser aprobada o rechazada.

6- Notificación y aplicación del subsidio

Una vez finalizada la evaluación, el sistema comunica si el hogar accede al subsidio, que se aplica directamente en la factura del servicio.

En electricidad, el beneficio contempla una bonificación base del 50% sobre un bloque de consumo específico. Para el gas por red, la bonificación del 50% se aplica en los meses de mayor demanda, y no se otorga subsidio en los períodos de menor consumo.

Durante 2026, se suma una bonificación adicional del 25% en ambos servicios durante enero, que se reduce gradualmente hasta diciembre.

Para quienes utilizan gas envasado, el subsidio se otorga como un descuento directo en la compra de garrafas de 10 kilos, siempre que la inscripción esté vigente y el pago se realice mediante medios electrónicos.

7- Consultas, revisiones y actualizaciones

La plataforma permite consultar el estado de las solicitudes en cualquier momento y solicitar una revisión si la evaluación no se corresponde con la situación real. Para ello se requiere la información personal y el número de trámite.

Si se produjeran cambios en la composición del hogar, ingresos o tipo de servicio contratado, los datos pueden actualizarse en el sistema para que sean considerados en futuras evaluaciones.

Un camión eléctrico de 40 toneladas recorre cada noche los Alpes sin detenerse a recargar y, al mismo tiempo, esquiva muchas de las limitaciones que lastran a los camiones tradicionales. La compañía logística DSV ha incorporado a su servicio diario un vehículo que cubre 490 kilómetros entre Neufahrn, cerca de Múnich, y Sterzing, en el Tirol del Sur. Esta tecnología le da una ventaja operativa en una zona de paso donde muchos camiones diésel no pueden circular de noche.

La ruta que atraviesa forma parte de uno de los ejes logísticos más importantes de Europa, el corredor que une el norte y el sur del continente. Cada noche, el camión circula por un tramo que los transportistas conocen bien porque en él rigen restricciones estrictas para los vehículos pesados no eléctricos.

En la autopista A12 del Tirol, los camiones de más de 7,5 toneladas no pueden circular durante buena parte de la noche. La normativa contempla algunas excepciones, como el transporte de productos perecederos o ciertos vehículos con bajas emisiones, pero sobre todo deja fuera de estas limitaciones a los camiones completamente eléctricos, que pueden atravesar este tramo sin estar sujetos a esos horarios, según informa la página oficial del Tirol.

Desde fuera puede parecer un detalle técnico, pero para quienes mueven mercancías es una diferencia enorme. Basta con pensar en un transportista que debe quedarse parado hasta que amanezca. Ese problema no existe en este trayecto con un camión eléctrico que, además, aprovecha la topografía del Brennero para recuperar energía en los descensos gracias a la frenada regenerativa, recoge el medio Híbridos y Eléctricos.

Una apuesta por el transporte nocturno

En verano de 2025, DSV puso a prueba este camión en su base de Neufahrn, utilizándolo en una ruta nocturna como parte de un piloto de transporte de carga fraccionada. El éxito de esa fase llevó a la empresa a incorporarlo de forma permanente a su servicio diario.

El vehículo tiene una carga útil aproximada de 22 toneladas y una potencia continua de 400 kW, suficiente para cubrir recorridos largos con cajas móviles sin comprometer la seguridad ni la puntualidad de las entregas.

En su base, el camión se recarga en un punto de alta potencia conectado a una instalación fotovoltaica de 835 kWp situada en el techo del almacén. La energía generada durante el día se almacena en baterías, lo que reduce costes y emisiones y permite que el camión esté siempre listo para comenzar la ruta nocturna con la carga completa. Además, el ruido nocturno se reduce, mejorando la convivencia tanto con los residentes como con la fauna del entorno.

Aunque los camiones eléctricos siguen siendo una minoría en Europa, con un 4,2 % de las matriculaciones de vehículos de más de 3,5 toneladas en 2025, según ACEA, iniciativas como la de DSV muestran que la electrificación del transporte pesado no es solo una promesa de futuro.

En un momento en que el transporte pesado sigue dominado por el diésel, este ejemplo demuestra que los vehículos eléctricos no solo ayudan a reducir emisiones, sino que también pueden mejorar la operativa y abrir nuevas posibilidades en rutas donde antes era complicado mantener la continuidad del servicio.

La expansión de los vehículos eléctricos en Estados Unidos podría transformar la red eléctrica nacional, pero su verdadero potencial solo se alcanzará si el despliegue de infraestructura avanza al mismo ritmo que la adopción de esta tecnología.

Un estudio elaborado por Ziyou Song, ingeniero de sistemas energéticos en la Universidad de Michigan y citado por el medio ambiental estadounidense Grist, advierte que el sistema denominado “vehicle-to-grid” (V2G), que permite a los autos devolver energía a la red en momentos de demanda máxima, será insuficiente si la infraestructura eléctrica no se refuerza prontamente para soportar la carga adicional y facilitar la transición hacia fuentes renovables.

La investigación, presentada en Grist, modeló escenarios para la región de la Bahía de San Francisco, proyectando distintos ritmos de adopción de autos eléctricos y energía solar, así como los lugares y horarios previstos para la recarga de los autos.

Los autores integraron factores como posibles reducciones en incentivos fiscales federales —que podrían desacelerar la demanda— y el impacto de la volatilidad de precios del combustible producto de conflictos internacionales, hechos que posiblemente incentiven a más conductores a optar por alternativas eléctricas.

El reporte subraya que invertir de forma anticipada en la renovación de transformadores y tendidos eléctricos es más económico que reaccionar por fases ante una sobrecarga progresiva. Así, la red podrá absorber sin tensiones la demanda adicional causada por miles de autos conectados simultáneamente.

Además, la posibilidad de enviar electricidad desde sus baterías convierte a los EV en una reserva distribuida de energía, lista para mitigar picos de consumo y estabilizar el sistema, tal como se detalla en el estudio dirigido por Song.

Las redes inteligentes dependen de inversiones paralelas a la masificación de los vehículos eléctricos

El sistema eléctrico requiere ajustar la generación y consumo de energía en tiempo real. Con combustibles fósiles, las empresas podían incrementar la producción simplemente quemando más gas o carbón si subía el consumo.

En contraste, las energías renovables enfrentan el desafío de la “intermitencia”: la producción solar y eólica no puede regularse a demanda, debido a que depende de factores climáticos. De acuerdo con Grist, empresas eléctricas de California lograron en abril cubrir 43% de la demanda estatal con baterías, seis veces el aporte de la presa Hoover, gracias a sistemas de almacenamiento conectados a la red.

El enfoque V2G no busca reemplazar las “granjas de baterías” centralizadas, sino dividirlas en pequeñas unidades distribuidas en barrios y ciudades, donde cada automóvil conectado puede enviar energía durante los momentos más caros o cuando cae el sol y aumenta el uso doméstico.

La integración de autobuses escolares eléctricos multiplica el potencial, ya que sus baterías —mayores que las de un auto convencional— funcionan como refuerzo del sistema en pruebas piloto actuales.

Incentivos, limitantes y rol de las baterías viejas en una red resiliente

El desafío inmediato para operadores y autoridades energéticas es establecer mecanismos de incentivo atractivos para que los usuarios de EV se sumen al V2G, así como determinar la compensación adecuada por la energía cedida al sistema.

Según Chris Rauscher, vicepresidente y jefe de servicios de red en la empresa de energía solar residencial Sunrun, citada por el medio ambiental estadounidense Grist, la meta es alcanzar un nivel de participación tal que las diferencias individuales de comportamiento de los conductores no afecten el funcionamiento global: “Cuando operas con 3.000, 30.000 o 300.000 vehículos, no importa si algunos usuarios optan por no participar”.

No obstante, el uso bidireccional de las baterías podría acortar su vida útil por el mayor número de ciclos de carga y descarga. En respuesta a este inconveniente, empresas eléctricas ya reutilizan baterías de vehículos eléctricos que descienden a entre 70 y 80 % de su capacidad original, convirtiéndolas en acumuladores estacionarios.

Patricia Hidalgo-González, directora del Laboratorio de Energía Renovable y Matemáticas Avanzadas de la Universidad de California en San Diego, explicó a Grist que algunos programas piloto contemplan incluso el reemplazo de la batería para el propietario luego de tres años de servicios V2G.

El V2G puede potenciarse cuando se combina con la gestión activa y programada de la carga nocturna: algoritmos que optimizan los horarios de recarga para evitar picos simultáneos, permitiendo que los autos carguen a tarifas más bajas mientras sus dueños duermen.

Como subraya Song a Grist, “debemos modernizar el sistema eléctrico lo antes posible, pues el V2G no es una solución mágica”.

El comisario de Energía de la Unión Europea, Dan Jorgensen, advirtió que “aunque la paz llegara mañana, no volveríamos a la normalidad en un futuro previsible” en los mercados energéticos mundiales, señalando los daños sufridos por la infraestructura energética en Oriente Próximo y el deterioro progresivo asociado al conflicto. De acuerdo con Europa Press, la Comisión Europea instó este martes a los países miembros a reducir de forma significativa el consumo energético, con especial énfasis en los combustibles derivados del petróleo, ante un escenario de impacto prolongado en el suministro y los precios, sin previsión de que la situación se restablezca a corto plazo.

Según detalló Europa Press, la Comisión Europea subrayó que, a pesar de la ausencia de interrupciones inmediatas en el abastecimiento dentro del territorio comunitario, la incertidumbre y la persistencia de la crisis han provocado volatilidad y tensiones en sectores clave del mercado energético. Desde el inicio del conflicto, los precios del gas natural aumentaron aproximadamente un 70%, mientras que el petróleo se encareció en torno a un 60%. Este incremento elevó la factura energética de la Unión Europea en cerca de 14.000 millones de euros solo en el último mes, según los datos presentados por el comisario Jorgensen.

El medio Europa Press consignó que si bien la diversificación de proveedores y la reducción progresiva de la dependencia de la región del Golfo han permitido a la UE mantener "relativamente protegida" su seguridad de suministro, persisten restricciones y presiones en mercados específicos. Productos como el diésel y el combustible de aviación, además de crecientes dificultades en el mercado global del gas, continúan influyendo en el aumento del coste de la electricidad en territorio europeo.

En este contexto, el comisario Jorgensen enfatizó la importancia de evitar respuestas nacionales fragmentadas que podrían amplificar las distorsiones en el mercado. Subrayó que “no debemos engañarnos pensando que las consecuencias de esta crisis serán de corta duración”, y recomendó que cualquier acción de los Estados miembros sea específica y temporal, para no agravar el desequilibrio existente entre la oferta y la demanda.

La Comisión Europea, según informó Europa Press, planea presentar próximamente un conjunto de iniciativas destinadas a ofrecer respaldo tanto a los hogares como a las empresas que enfrentan el encarecimiento de la energía. Aunque aún no se ha establecido una fecha concreta para la presentación de estas medidas, la institución anunció que supervisará la evolución de la situación, con flexibilidad para responder a nuevas circunstancias conforme evolucione el conflicto y sus repercusiones en el mercado.

El comisario entregó una serie de recomendaciones para la reducción de la demanda energética. Entre ellas, sugirió que los Estados miembros se inspiren en el plan de diez puntos presentado por la Agencia Internacional de la Energía. Dicho plan incluye acciones como el impulso al teletrabajo, la reducción de los límites de velocidad en carretera y la promoción del transporte público colectivo. Otras propuestas contemplan la restricción alterna del uso del coche privado en núcleos urbanos, el fomento del uso compartido de vehículos y la implementación de prácticas de conducción eficiente tanto para vehículos comerciales como para el transporte de mercancías.

Jorgensen aclaró que no existe un enfoque obligatorio o único para todos los países; más bien, exhortó a que cada gobierno evalúe y adopte las medidas que sean más apropiadas en función de sus particularidades nacionales. “Recomendamos firmemente que cada país evalúe qué opciones tiene a su disposición”, indicó el comisario, según reportó Europa Press.

El medio Europa Press también reportó que Jorgensen recordó acciones ya implementadas por parte de algunos gobiernos europeos, como el paquete energético enfocado en los ciudadanos, la reducción de impuestos relacionados con la electricidad y una serie de recomendaciones fiscales para aliviar el impacto en los consumidores, en particular aquellos hogares más vulnerables frente al incremento de los precios.

Bruselas se encuentra coordinando el proceso de llenado de los almacenamientos de gas y refuerza las garantías de suministro de petróleo, como parte de un esfuerzo general para anticipar eventuales tensiones adicionales en los mercados europeos y asegurar la preparación de la Unión Europea para afrontar los meses próximos. Adicionalmente, la Comisión prepara un paquete más amplio de herramientas que incluirá medidas para facilitar opciones como los contratos por diferencia y los acuerdos de compra de energía. El objetivo de estas medidas es desacoplar los precios del gas de los de la electricidad, con el propósito de limitar el efecto adverso sobre los usuarios finales.

Entre las nuevas posibilidades que contempla este futuro paquete, Jorgensen destacó la simplificación y ampliación de ayudas estatales para que los gobiernos puedan apoyar tanto a consumidores domésticos como a industrias sometidas a una elevación significativa de los costes energéticos. Europa Press también puntualizó que, aunque la situación actual muestra a la Unión en una posición más favorable si se compara con la crisis vivida en 2022, el contexto podría adquirir una complejidad superior por el alcance de los productos energéticos afectados y deja patente la llamada “vulnerabilidad estructural” de la comunidad europea frente a las disrupciones externas, debido a su dependencia de combustibles fósiles de origen externo.

En las declaraciones recogidas por Europa Press, el comisario enfatizó: “Más vale estar preparados que lamentarlo después”, reflejando el enfoque preventivo adoptado por la Comisión con miras a salvaguardar tanto la estabilidad de los mercados como la protección de los hogares y empresas europeas en un contexto de incertidumbre y volatilidad internacional.

Los gobiernos comunitarios cuentan actualmente con herramientas fiscales y regulatorias para mitigar el impacto en la población, y las autoridades hacen hincapié en la necesidad de mantener la coordinación y la unidad en la respuesta a los desafíos derivados de los acontecimientos en Oriente Próximo. La Comisión Europea continuará elaborando y proponiendo medidas adicionales, en función de la evolución de la situación, para abordar de manera integral las consecuencias económicas y sociales de la crisis energética en Europa.

El encarecimiento de los precios del gas y del petróleo, impulsado por la crisis en Oriente Próximo, ha supuesto un aumento de 14.000 millones de euros en la factura energética de la Unión Europea en apenas un mes, de acuerdo con lo expuesto por el comisario de Energía, Dan Jorgensen. El funcionario remarcó que esta subida provoca impactos directos en sectores industriales y en los hogares de todo el bloque comunitario, y advirtió que este escenario se mantendrá durante un periodo prolongado.

Según detalló el medio El País, la Comisión Europea solicitó este martes a los Estados miembros una reducción de la demanda energética, con un llamado especial enfocado en los productos derivados del petróleo. Jorgensen, tras una reunión informal de ministros de Energía, enfatizó que el impacto del conflicto armado en Oriente Próximo sobre los mercados energéticos persistirá en el tiempo e impide prever una vuelta a la normalidad en el corto plazo, pese a que actualmente no existen problemas inmediatos de suministro en el continente.

El comisario expresó que la infraestructura energética en la región “ha sido dañada por la guerra y continúa deteriorándose”, e insistió en que, aunque se lograse un acuerdo de paz, no se podría restaurar el funcionamiento previo ni la estabilidad en el horizonte inmediato. Tal como reportó El País, Jorgensen alertó sobre la necesidad de actuar de forma “unida” y “coordinada” en la Unión Europea para evitar respuestas nacionales fragmentadas, las cuales podrían agravar la distorsión de los mercados energéticos europeos.

La Comisión confirmó que presentará próximamente un paquete de nuevas iniciativas orientadas a salvaguardar tanto a las familias como a las empresas frente al aumento de los costes energéticos. Aunque el comisario no proporcionó fechas específicas, indicó que la Comisión monitorea de manera constante y se mantiene flexible para proponer medidas adicionales conforme evolucione la situación. Subrayó que, desde el inicio de la crisis en Oriente Próximo, el gas ha incrementado su precio en torno al 70 % mientras que el petróleo lo ha hecho en un 60 %, lo cual está repercutiendo también en los precios de la electricidad en todo el bloque.

El medio El País señaló que, aunque gracias a la diversificación de proveedores y a la menor dependencia energética del Golfo la seguridad del suministro se mantiene “relativamente protegida”, persisten tensiones considerables en segmentos clave como el diésel y el combustible de aviación. Además, han surgido restricciones acrecentadas en los mercados de gas a nivel global, lo que impacta directamente en los precios que pagan tanto industrias como consumidores finales.

Jorgensen reiteró la importancia de evitar respuestas descoordinadas por parte de los distintos gobiernos y defendió que las decisiones nacionales deben ser específicas y de carácter temporal, evitando con ello que se agraven los desafíos actuales en oferta y demanda energéticas. En este contexto, la Comisión Europea recomendó a los Estados tomar ejemplos del plan en diez puntos de la Agencia Internacional de la Energía. Este documento contempla alternativas como el fomento del teletrabajo para disminuir los desplazamientos, el establecimiento de límites más bajos de velocidad en carretera y la promoción del uso del transporte público.

Otras medidas que figuran en el plan incluyen la restricción alterna del uso del coche privado en zonas urbanas con alta densidad, la promoción del vehículo compartido, y la adopción de técnicas de conducción eficiente tanto en el transporte privado como en los sectores comercial y logístico. Según publicó El País, Jorgensen aclaró: “No se trata de un paquete único aplicable a todos por igual”, sino de un conjunto de herramientas recomendadas para que cada país adapte a sus propias necesidades y capacidades.

El comisario también recordó la existencia de mecanismos ya vigentes como el reciente paquete energético para los ciudadanos, que busca disminuir los precios que pagan los hogares. Además, mencionó recomendaciones fiscales, entre ellas la opción de una reducción de impuestos sobre la electricidad, que consideró muy apropiada en las actuales circunstancias.

La Comisión Europea, en paralelo, coordina estrategias para garantizar el llenado de los almacenamientos de gas y refuerza la seguridad del suministro petrolero, en un intento de anticiparse a posibles presiones adicionales sobre los mercados y asegurar la preparación europea en los próximos meses.

En palabras de Jorgensen, “más vale estar preparados que lamentarlo después”, sugiriendo que la Comisión avanza en la elaboración de un conjunto más amplio de herramientas para afrontar la crisis. Entre las iniciativas contempladas figura la promoción de instrumentos como los contratos por diferencia y los acuerdos de compra de energía, que pretenden desacoplar los precios del gas de los de la electricidad, con el objetivo de reducir el impacto en los consumidores. También se estudian mecanismos para simplificar y ampliar las ayudas estatales, permitiendo que los gobiernos asistan tanto a familias vulnerables como a industrias afectadas por el encarecimiento energético.

De acuerdo con El País, Jorgensen valoró que, en comparación con la emergencia energética de 2022, la Unión Europea cuenta hoy con mayor resiliencia. Sin embargo, advirtió que el contexto actual podría resultar más complejo debido a que la crisis afecta a una variedad más amplia de productos energéticos. Según el comisario, este escenario vuelve a poner de manifiesto la vulnerabilidad estructural del bloque europeo ante perturbaciones externas, como consecuencia de su dependencia de combustibles fósiles importados.

Para este martes 31 de marzo, varias comunidades de Huehuetán, Chiapas, quedarán sin servicio de energía por al menos siete horas, según lo informado en un comunicado la Comisión Federal de Electricidad (CFE).

Desde las 9 de la mañana a las 16:00 horas, la CFE ejecutará una suspensión temporal del suministro eléctrico con el fin de mejorar la calidad y continuidad del servicio en esas zonas.

La CFE regularmente realiza trabajos de mantenimiento y revisión por lo que suspende el servicio de energía a distintas zonas del país, en este caso, los trabajos de mantenimiento afectarán a los habitantes de Huehuetán, Chiapas.

La medida responde a la necesidad de llevar a cabo trabajos de mejora en la red eléctrica, enfocados en fortalecer el servicio para los habitantes de la región.

Las comunidades que experimentarán la suspensión eléctrica durante ese lapso son:

• Cuyamiapa
• El Carmen
• Tepehuitz
• Nejapa
• Santa Cecilia
• El Tívoli
• Huehuetán Estación
• 5 de Febrero
• San José El Amate
• Bremen
• La Lima
• El Cairo
• Huehuetán Pueblo
• Ejido Guadalupe
• Nueva Granada

El objetivo de la suspensión es permitir que el personal especializado de la CFE lleve a cabo labores de mantenimiento, revisión y actualización de la infraestructura eléctrica.

De acuerdo a la información proporcionada por la CFE, estas acciones buscan asegurar la integridad de los trabajadores y de la población, evitando riesgos durante la manipulación de equipos y líneas energizadas.

Durante la jornada de trabajo, se prevé intervenir distintos puntos de la red, realizar inspecciones técnicas y ejecutar acciones correctivas en componentes que presenten desgaste o requieran modernización.

Medidas de precaución ante la suspensión de energía

La CFE solicitó a los usuarios de las comunidades involucradas, tomar las previsiones necesarias ante la suspensión programada, resguardando equipos eléctricos y desconectando aparatos sensibles antes del inicio del corte.

Al concluir las labores y verificar las condiciones de seguridad, el suministro eléctrico será restablecido de manera gradual en cada zona.

El canal oficial para reportes, dudas o aclaraciones relacionadas con la suspensión del servicio y demás temas de energía eléctrica es el número 071, disponible para la atención de los usuarios.

A través de un comunicado, la CFE reiteró su agradecimiento por la confianza y comprensión de la población de Huehuetán ante la necesaria interrupción temporal del servicio como parte de los trabajos de mejora.

Finalmente el organismo reiteró que los canales de comunicación se mantienen abiertos para cualquier eventualidad o requerimiento que surja como resultado de esta suspensión de energía.

La Comisión Europea ha expresado inquietudes acerca de las consecuencias que un paquete de ayudas públicas podría tener sobre la competencia en el sector energético europeo y sobre el equilibrio de riesgos entre la empresa y el Estado. De acuerdo con un comunicado citado por el medio, la institución comunitaria pone bajo escrutinio si el respaldo financiero proyectado por Francia a favor de Électricité de France (EDF) para la construcción de seis nuevos reactores nucleares realmente cumple con los lineamientos de proporcionalidad e idoneidad que exigen las reglas comunes sobre ayudas de Estado.

Según informó la Comisión Europea, el gobierno francés notificó a las autoridades comunitarias en noviembre de 2025 acerca de su intención de apoyar dicho proyecto de construcción y operación. Este plan contempla una capacidad total de producción de 9.990 megavatios y prevé instalar los reactores en complejos ya existentes: dos en Penly, dos en Gravelines y dos en Bugey. La puesta en funcionamiento de estas centrales se planifica entre los años 2038 y 2044, con una vida útil estimada de seis décadas y un coste total de 72.800 millones de euros.

El medio detalló que uno de los principales objetivos de este plan, según expone el Ejecutivo comunitario, es contribuir a fortalecer tanto la seguridad del suministro de electricidad, no solo para Francia, sino también para países vecinos de la Unión Europea, y avanzar en los compromisos de descarbonización de la región. La Comisión resalta que cada Estado miembro puede elegir su fuente principal de energía, y en el caso francés, la política energética prioriza la energía nuclear.

El procedimiento de investigación iniciado por Bruselas responde, según la Comisión, al carácter complejo del caso y constituye un paso habitual cuando se trata de expedientes de esta magnitud. Conforme informó la Comisión Europea, el examen se focalizará en las tres principales medidas planteadas por Francia. Primero, un préstamo subvencionado que cubriría el 60% de los costes estimados de construcción, concedido con una tasa de interés preferencial. Segundo, un contrato a 40 años bajo el modelo de contrato bidireccional por diferencia, con el objetivo de asegurar la estabilidad de ingresos en las nuevas instalaciones nucleares. Tercero, un mecanismo de reparto de riesgos que contempla una lista concreta de eventos que podrían incidir en el costo o el rendimiento del proyecto.

El medio comunicó que las dudas de Bruselas se orientan principalmente a la evaluación sobre si este paquete de ayudas realmente constituye solo lo “estrictamente necesario”. Los servicios comunitarios explicaron que desean analizar si el diseño y volumen de la ayuda garantizan un equilibrio adecuado entre la atenuación de riesgos para incentivar la inversión y la preservación de incentivos que motiven a EDF a operar con eficiencia, sin trasladar de forma desproporcionada los riesgos financieros al Estado francés.

Según consignó la Comisión Europea, el análisis a fondo se centrará también en el impacto del paquete de ayudas sobre la competencia dentro del mercado energético comunitario, con especial atención en si podría suponer una consolidación o un incremento indirecto del poder de mercado de EDF, que ya actúa como propietario y operador de todas las centrales nucleares en territorio francés. Bruselas indicó que la estructura de propiedad de la nueva empresa explotadora, que será íntegramente filial de EDF, constituye un elemento relevante en este análisis.

De acuerdo con el comunicado oficial de la Comisión, la apertura de un procedimiento de investigación en casos “complejos” representa una etapa habitual previa a la toma de decisiones definitivas sobre la compatibilidad del apoyo público con la normativa comunitaria. Las conclusiones determinarán si el plan francés puede ejecutarse en los términos propuestos o si debe ajustarse a las indicaciones que finalmente emitan los servicios comunitarios.

La Comisión Federal de Electricidad (CFE) desplegó un operativo especial para Semana Santa, coordinado por la Directora General, Emilia Esther Calleja Alor, con el objetivo de asegurar la continuidad y confiabilidad del suministro eléctrico en todo el país durante el periodo vacacional.

Esta medida responde al incremento en la demanda de energía, especialmente en zonas turísticas y centros vacacionales, donde se espera una mayor afluencia de visitantes.

De acuerdo con la CFE, el operativo forma parte de las acciones del Grupo Directivo de Atención a Emergencias, que fortalece la capacidad de respuesta ante posibles eventualidades en la infraestructura eléctrica.

La institución indicó que se han establecido guardias permanentes en todas las áreas operativas, priorizando aquellas regiones con alto movimiento turístico, para garantizar la atención oportuna de cualquier reporte o incidencia.

Principales acciones del operativo de la CFE durante Semana Santa

La CFE dio a conocer las principales acciones del operativo durante Semana Santa para garantizar el suministro eléctrico a toda la población.

• Despliegue de personal especializado en puntos estratégicos para atender emergencias eléctricas.
• Supervisión constante de la infraestructura eléctrica en todo el país, con énfasis en destinos turísticos.
• Guardias permanentes en áreas operativas, especialmente en centros vacacionales y zonas de alta afluencia.
• Atención inmediata a reportes de usuarios relacionados con fallas o incidencias en el suministro eléctrico.

La CFE también ha puesto a disposición de los usuarios diferentes canales institucionales de atención.

Los reportes pueden realizarse por medio de la línea telefónica 071, disponible las 24 horas del día durante todo el año.

Asimismo, la empresa facilita la gestión de incidencias a través de la aplicación CFE Contigo, el portal oficial, redes sociales y en los Centros de Atención a Clientes más cercanos a toda la población que lo requiera.

Durante el periodo vacacional, la demanda de electricidad suele aumentar en zonas que reciben a miles de turistas. Por ello, la CFE redobló la supervisión y la capacidad de respuesta, a fin de minimizar riesgos de interrupción en el servicio.

La empresa enfatizó que las medidas buscan proteger tanto a residentes como a visitantes, asegurando un suministro confiable y de calidad.

Compromiso institucional y canales de contacto de la CFE

• Línea telefónica 071, disponible para reportes las 24 horas.
• Aplicación CFE Contigo, para reportar incidencias de manera digital.
• Portal oficial y redes sociales de la CFE, con atención continua.
• Centros de Atención a Clientes en diferentes regiones del país.

Con el despliegue del operativo, la Comisión Federal de Electricidad reiteró su compromiso de actuar con responsabilidad y coordinación, garantizando que la población cuente con un servicio eficiente durante la Semana Santa.

La institución invita a los usuarios a utilizar cualquiera de los canales habilitados para reportar incidentes y colaborar en la pronta solución de cualquier eventualidad.

Endesa ha empezado a incorporar en España una flota de drones de largo alcance para inspeccionar su red eléctrica, una infraestructura de más de 320.000 kilómetros de líneas. La compañía, a través de su filial e-distribución, contará con 17 aparatos desarrollados por la empresa navarra FuVeX para revisar el estado de esas instalaciones y reforzar unas tareas de mantenimiento que hasta ahora se apoyaban en inspecciones a pie, helicópteros tripulados y drones con menos capacidad.

La novedad no está solo en que vuelen más lejos. Según la información facilitada por Endesa, estos drones pueden operar a distancias de hasta 10 kilómetros, frente al alcance mucho menor de los modelos convencionales. Eso permite revisar tramos más largos en una sola operación y obtener información detallada sin depender tanto de desplazamientos sobre el terreno. La empresa sostiene que con ello busca reducir costes, emisiones y riesgos para los trabajadores.

Más allá del anuncio empresarial, el interés del despliegue está en cómo cambia la forma de comprobar el estado de una red eléctrica tan extensa. La clave es que estos aparatos no se limitan a grabar imágenes corrientes, sino que recogen varios tipos de datos al mismo tiempo para ofrecer una visión más completa de cada línea.

Qué información recogen durante la inspección

Los drones utilizados por Endesa captan imágenes visuales, imágenes térmicas y datos LiDAR. Esta última tecnología emplea luz láser para medir distancias y elaborar mapas y modelos tridimensionales de alta precisión. Por ello, el sistema permite saber cómo está una línea eléctrica, dónde se encuentra exactamente cada elemento y qué información térmica presenta en ese mismo punto.

La principal diferencia frente a otras inspecciones con drones es que toda esa información queda alineada en un único modelo en 3D. Es decir, una imagen normal, una imagen térmica y el punto exacto del escaneo láser pueden relacionarse entre sí sobre una misma representación digital. Eso facilita revisar después el estado de la infraestructura con más detalle y no depender solo de una observación aislada durante el vuelo.

¿Por qué están implementando este sistema?

Según explican desde la compañía, este sistema permite generar un “gemelo digital” completo de la red. En la práctica, se trata de una copia virtual muy detallada de las líneas eléctricas construida con todos los datos recogidos por el dron. Sobre esa réplica digital se puede analizar mejor el estado de los componentes, comparar cambios y localizar posibles incidencias.

Para una empresa que gestiona una red de más de 320.000 kilómetros, la inspección periódica resulta esencial para garantizar la seguridad del sistema y la continuidad del suministro. Poder cubrir grandes tramos en menos tiempo y con datos más completos puede ayudar a detectar anomalías antes y a decidir mejor qué mantenimiento conviene hacer en cada punto.

Además, la información recogida por estos drones permitirá aplicar sistemas de inteligencia artificial para localizar anomalías, analizar el estado de los componentes y anticipar posibles incidencias antes de que se conviertan en una avería. Endesa sitúa este despliegue dentro del proceso de digitalización de su red, iniciado en 2023, con el objetivo de mejorar la planificación del mantenimiento.

La encargada del régimen de Venezuela, Delcy Rodríguez, decretó asueto desde el próximo lunes hasta el viernes para el sector de educación y también para los ministerios en el marco de un plan de “ahorro de energía”, una decisión que se produce luego de que en las últimas semanas se reportaran fallas de electricidad en varios estados del país.

“Quiero anunciar que he decretado día de asueto, lunes, martes, miércoles, jueves y viernes, para todo el sector de la educación, nuestros niños no vayan a la escuela; también días de asueto para los ministerios porque forma parte del plan de ahorro de energía eléctrica”, anunció la líder chavista.

Durante un recorrido por el estado Nueva Esparta (insular), transmitido por el canal estatal Venezolana de Televisión (VTV), Rodríguez indicó que quedan excluidos del asueto aquellos sectores que presten “servicios básicos excepcionales”.

La encargada aseguró que el pasado miércoles Venezuela registró una demanda de electricidad récord, sin precisar detalles, producto de una reactivación económica.

“Ayer tuvimos la demanda más alta en años que ha podido ocurrir en Venezuela producto también del crecimiento económico, producto de una Venezuela que avanza, que crece, y demanda más servicio eléctrico”, subrayó Rodríguez, quien llamó a las personas a visitar las iglesias del país durante el asueto en el marco de la Semana Santa.

Más temprano, el partido opositor venezolano Primero Justicia (PJ) denunció que la crisis eléctrica se ha recrudecido en los últimos meses con cortes del servicio de hasta ocho horas en el estado petrolero de Zulia (oeste, fronterizo con Colombia).

El presidente regional del partido, Avilio Troconiz, dijo a periodistas desde la subestación Las Tarabas en Maracaibo, capital de Zulia, que esta crisis está afectando “muy especialmente a los zulianos”.

“Esta crisis arrancó, inició en el año 2009 -durante el Gobierno de Hugo Chávez- con el racionamiento eléctrico nacional que generó lo que fue la emergencia eléctrica decretada por el presidente en ese entonces”, añadió Troconiz que enumeró entre las causas la falta de inversión, de proyectos a largo plazo, así como el “mal manejo” de la estatal Corporación Eléctrica Nacional (Corpoelec).

Usuarios en X han reportado apagones en distintos estados del occidente de Venezuela en las últimas semanas. El pasado viernes, los opositores venezolanos Juan Pablo Guanipa y Nora Bracho denunciaron una falla eléctrica masiva en varios estados del occidente del país.

Un día después, Delcy Rodríguez informó sobre un fenómeno solar en Venezuela, que provocará aumentos en la temperatura, y apeló a la conciencia ciudadana para avanzar en un plan de ahorro energético.

Venezuela enfrenta constantemente fallas en el suministro de energía eléctrica, sobre todo en estados alejados de Caracas, de las que el Gobierno responsabiliza reiteradamente a la oposición, pese a que militares custodian las instalaciones del sector.

(Con información de EFE)

La tasa de inflación de la economía española sube hasta el 3,3% interanual en marzo, el primer mes en el que los consumidores han notado en su bolsillo el impacto de la escalada del conflicto en Oriente Medio, según los datos publicados este viernes por el Instituto Nacional de Estadística (INE). La subida del precio del petróleo por la guerra en irán ha impulsado un fuerte encarecimiento de los carburantes, que a su ves ha apuntalado el incremento de más de un punto en el índice de precios al consumidor (IPC) hasta cotas no vistas desde junio de 2024.

El principal factor detrás de esta subida ha sido el encarecimiento de combustibles y lubricantes para vehículos personales. A diferencia del año pasado, la electricidad, aunque bajó, lo hizo de manera menos pronunciada, y los precios del gasóleo para calefacción subieron, cuando en marzo de 2025 experimentaron una caída.

“La apuesta de España por las renovables, que hoy fijan el precio de la luz en el 84% de las horas, frente al 25% de 2019, está actuando como escudo frente al shock energético por la guerra en Irán”, ha defendido el Ministerio de Economía, Comercio y Empresa en un comunicado. El Departamento que dirige Carlos Cuerpo ha señalado el papel en la contención de la inflación de tanto la estrategia energética española como el nuevo paquete anticrisis aprobado ayer por el Gobierno.

El plan anticrisis del Gobierno

El plan para paliar el impacto del conflicto en la economía cuenta con un presupuesto de 5.000 millones de euros y suma 80 medidas, entre las que destaca la reducción del IVA de los carburantes al 10% y del impuesto especial de hidrocarburos, lo que puede suponer un ahorro de hasta 30 céntimos por litro o 20 euros por depósito para un coche medio. De hecho, el Ministerio de Economía resalta que los precios de los carburantes han bajado tras la aplicación de estas medidas, aunque persisten presiones internacionales, sobre todo en el diésel, por el precio del petróleo, los fletes y los márgenes de refino.

El plan también incluye una bajada del 60% en los impuestos eléctricos: el IVA baja al 10%, se suspende el impuesto de producción de energía eléctrica para las empresas y el impuesto especial de electricidad se reduce del 5,11% al 0,5%. El IVA del gas natural, pellets y leña también se sitúa en el 10%. A esto se suman la congelación de precios del butano y propano y una bonificación del 80% en los peajes eléctricos para industrias vulnerables.

La tasa subyacente se mantiene estable

El indicador de inflación subyacente, que excluye alimentos no elaborados y productos energéticos, se ha mantenido en el 2,7%. Esta estabilidad indica que el repunte general de precios responde sobre todo a componentes volátiles como la energía y los carburantes, que quedan excluidos del cálculo de la tasa subyacente.

El Índice de Precios de Consumo Armonizado (IPCA), que permite comparar la inflación española con la de otros países europeos, también muestra un crecimiento: su tasa anual adelantada se sitúa igualmente en el 3,3%, lo que supone una subida de ocho décimas respecto al dato anterior. En cuanto a la inflación subyacente armonizada, el IPCA marca un 2,8%.

La variación mensual del IPCA es del 1,5% en marzo, superando el aumento registrado por el IPC nacional, tasa en la que los precios de consumo registraron un avance del 1,0% en comparación con enero.

El descenso menos acusado en los precios de la electricidad respecto al mismo periodo del año anterior, junto a la subida de los carburantes para automóviles y el incremento en los precios del gasóleo destinado a calefacción, marcaron el comportamiento de la inflación en marzo. Según datos preliminares publicados por el Instituto Nacional de Estadística (INE), la variación interanual del Índice de Precios de Consumo (IPC) escaló hasta el 3,3% en marzo, impulsada principalmente por el encarecimiento de los combustibles derivado de la inestabilidad en Oriente Próximo.

El INE detalló que la subida de los carburantes y lubricantes para vehículos personales ejerció la mayor presión sobre la inflación, mientras que el menor abaratamiento de la electricidad, en comparación al registrado hace un año, y el aumento de precios del gasóleo para calefacción también contribuyeron al alza. Por el contrario, la menor caída en el precio de la electricidad atenuó parcialmente el aumento del índice general.

El Ministerio de Economía, Comercio y Empresa, en un comunicado recogido por el medio, afirmó que la política energética de España, centrada en las energías renovables, ha protegido el mercado eléctrico ante los efectos de la guerra en Irán. El Ministerio destacó que “la apuesta de España por las renovables –que hoy fijan el precio de la luz en el 84% de las horas, frente al 25% de 2019– está actuando como escudo frente al shock energético por la guerra en Irán”. Además, recordó que el plan de respuesta aprobado en el Congreso busca evitar que el impacto externo de los conflictos internacionales repercuta de forma estructural en la inflación o en el poder adquisitivo de las familias.

Durante la última semana evaluada, de acuerdo con el Ministerio, los carburantes comenzaron a registrar descensos en los precios debido a la entrada en vigor de medidas fiscales aplicadas desde el Gobierno. No obstante, desde Economía subrayaron que los precios internacionales, especialmente del diésel, siguen condicionados por factores como el encarecimiento del petróleo, que permanece cerca de los 100 dólares por barril, los costos de los fletes y los márgenes de refino.

En el análisis de la inflación subyacente, que descarta la variabilidad de los alimentos no elaborados y los productos energéticos, el INE calculó que en marzo la tasa se mantuvo sin cambios en el 2,7%, igual que en febrero. Si se confirma este dato con la publicación definitiva, la inflación subyacente continuará entre los valores más elevados desde agosto de 2024, según precisó el propio INE.

El dato mensual también mostró un repunte notable. El IPC general creció un 1% respecto a febrero, el incremento más elevado desde junio de 2022, cuando se registró un aumento mensual del 1,9% tras el inicio de la guerra en Ucrania en febrero de ese año. El comportamiento mensual refleja las presiones que sigue ejerciendo el contexto internacional sobre los precios en España, especialmente por la persistencia de tensiones geopolíticas que afectan los mercados de energía.

Por su parte, el IPC armonizado (IPCA), utilizado para comparar de manera homogénea la inflación entre los distintos países de la Unión Europea, aumentó ocho décimas en su tasa interanual en marzo, alcanzando también el 3,3%. Este índice presentó además una variación mensual del 1,5%. En cuanto a la inflación subyacente del IPCA, la estimación de marzo asciende al 2,8%, indicó el INE en su avance de datos.

El INE anunció que la información definitiva sobre la evolución del IPC durante el mes de marzo se hará pública el próximo 14 de abril. Hasta entonces, tanto analistas como responsables económicos vigilan la evolución de los precios internacionales y las repercusiones de las medidas adoptadas para contener el impacto sobre los consumidores españoles.

En el trasfondo de estos movimientos, la volatilidad del mercado energético y sus efectos secundarios continúan como factores decisivos en la evolución de la inflación nacional, junto a la influencia de la política fiscal y la expansión de las energías renovables en el mix eléctrico español.

El gesto de adelantar o retrasar el reloj cada año en España forma parte de una rutina casi invisible para millones de personas. Sin embargo, este ajuste periódico no es fruto del azar, sino de una decisión tomada hace décadas con una finalidad concreta. La práctica del cambio de hora responde a una normativa europea que, desde 1981, busca coordinar los horarios entre los países para facilitar actividades comunes y, en su origen, ahorrar energía.

El sistema vigente establece que, en primavera, los relojes se adelantan una hora, mientras que en otoño se retrasan. Este mecanismo, conocido como cambio de hora, fue adoptado por España junto al resto de la entonces Comunidad Económica Europea. La decisión se tomó en un contexto muy particular: tras la crisis del petróleo de los años setenta, los gobiernos europeos buscaban formas de reducir el consumo eléctrico, y ajustar los relojes parecía una medida adecuada para aprovechar más la luz solar y gastar menos en iluminación artificial.

Además de estas razones económicas y energéticas, existen distintas versiones sobre por qué la vida diaria en España transcurre en horarios tan tardíos en comparación con otros países europeos. Algunos historiadores indican que el cambio horario impuesto por Francisco Franco en 1941 tuvo el objetivo de alinear el huso horario español con el de Alemania. Otros sostienen que se buscaba corregir el desajuste de relojes que se produjo durante la guerra civil española, cuando existieron diferencias entre el bando nacional y el republicano. La razón concreta está ligada a muchos otros factores.

Por qué empezó el cambio de hora en España

Este año, el cambio será durante la madrugada del sábado 28 de marzo al domingo 29. Es crucial entender que la introducción del cambio de hora en España y en otros países europeos no surge de una costumbre antigua, sino de una respuesta directa a los problemas energéticos de los años setenta. Cuando el precio del petróleo subió de forma abrupta, el consumo eléctrico se convirtió en una preocupación central para los gobiernos. La idea era sencilla: si el horario social coincidía con las horas de mayor luz natural, se reduciría el uso de lámparas y, con ello, el gasto de electricidad.

En 1981, la Comunidad Económica Europea decidió adoptar una normativa común que establecía el doble cambio de hora anual. España, como miembro del bloque, incorporó este calendario, que fijaba dos momentos clave: a finales de marzo, los relojes se adelantan una hora para iniciar el horario de verano; a finales de octubre, se atrasan para volver al horario de invierno. Así, se buscaba aprovechar mejor las horas de sol y fomentar un ahorro energético que, en teoría, beneficiaría tanto a la economía como al medio ambiente.

Este ajuste coordinado permitía también que los países europeos mantuvieran sincronizados sus horarios y actividades comerciales, algo esencial para el funcionamiento del mercado común. Por eso, el cambio de hora no solo respondía a razones de eficiencia energética, sino también a la necesidad de facilitar la vida diaria y el trabajo conjunto entre países vecinos.

Debate y situación actual del cambio de hora

Con el paso de los años, la utilidad del cambio de hora ha sido cuestionada por expertos y ciudadanos. La aparición de sistemas de iluminación más eficientes y la transformación de los hábitos eléctricos han reducido el ahorro energético esperado. Estudios recientes señalan que la diferencia en el consumo es mínima y, en algunos casos, inexistente.

El debate alcanzó un punto clave en 2018, cuando la Comisión Europea propuso eliminar el cambio de hora y dejar que cada país eligiera un horario fijo. En España, el 64 % de los participantes en una consulta pública apoyó el fin de la práctica. Sin embargo, la falta de consenso sobre qué horario mantener (el de verano o el de invierno) frenó la decisión. El Parlamento Europeo llegó a sugerir que 2021 fuera el último año con cambio de hora, pero la propuesta no avanzó y la normativa se ha prorrogado.

Actualmente, en España el calendario oficial mantiene programados los cambios de hora hasta al menos 2026. Para sectores como el transporte, las telecomunicaciones o el comercio internacional, la coordinación horaria sigue considerándose esencial, lo que dificulta modificar el sistema mientras no exista un acuerdo en toda la Unión Europea.

Un equipo de investigadores de Harvard diseñó un innovador recolector solar capaz de adaptar su funcionamiento a las necesidades estacionales, resolviendo uno de los grandes desafíos de la energía renovable: proveer el tipo de energía adecuado en el momento preciso.

Este avance permite generar electricidad en los meses cálidos y, durante el invierno, suministrar calor directo a los ambientes, todo mediante un mecanismo pasivo que no requiere sensores, motores ni circuitos electrónicos.

Un cambio radical frente a la tecnología solar tradicional

Las tecnologías solares convencionales han sido criticadas por su “rigidez”. Los paneles fotovoltaicos (PV) producen electricidad independientemente de la demanda térmica o de refrigeración de los edificios. Por su parte, los colectores solares térmicos continúan generando calor incluso durante olas de calor, desperdiciando energía en los momentos menos oportunos.

El nuevo dispositivo de Harvard rompe este esquema. Raphael Kay, autor principal del estudio, explicó en un comunicado que la capacidad de conmutar entre modos está calibrada para responder a las necesidades de los edificios según la temperatura ambiente. El resultado es un recolector solar “dual” que suministra electricidad destinada a la climatización en verano y calor directo en invierno.

El secreto: un sencillo cambio de fase

El corazón de esta tecnología es una estructura de materiales simples: una lente de Fresnel, una cavidad sellada con agua y una célula fotovoltaica. El innovador mecanismo utiliza el cambio de fase del agua —su paso de vapor a líquido y viceversa— como interruptor óptico.

Cuando las temperaturas son elevadas, el agua dentro de la cavidad permanece en estado de vapor. Esto genera un fuerte contraste de índice de refracción que permite a la lente enfocar la luz solar directamente sobre la célula fotovoltaica, maximizando la generación eléctrica.

En cambio, cuando el entorno se enfría y el agua alcanza el punto de rocío, se condensa. Esa condensación reduce el contraste óptico y debilita la capacidad de enfoque de la lente. Así, la luz solar ya no incide sobre la celda solar, sino que atraviesa el conjunto e ingresa al edificio como fuente de calor.

Un funcionamiento automático y eficiente

Las pruebas de laboratorio, realizadas con simulaciones de climas semejantes al de Boston, demostraron que el dispositivo puede “autocorregir” su funcionamiento en función de la temperatura. Por encima de los 15°C, el sistema prioriza la producción de electricidad. Por debajo de ese umbral, se activa el modo calefacción.

La eficiencia alcanzada en el modo calefacción es notable: el sistema convierte cerca del 90% de la luz solar incidente en calor para el interior, una cifra que quintuplica el rendimiento de un panel fotovoltaico tradicional combinado con un calefactor eléctrico.

Joanna Aizenberg, profesora de ciencia de materiales en Harvard, destacó que el componente podría integrarse en lucernarios, fachadas o ventanas, adaptando su función automáticamente según la estación. La capacidad de priorizar la producción eléctrica durante periodos de alto calor resulta especialmente relevante ante el aumento de la demanda de refrigeración en un planeta cada vez más cálido.

Próximos pasos

El principal reto actual radica en el ángulo solar. Los prototipos están fijos, por lo que solo alcanzan su máximo rendimiento cuando el sol se encuentra en una posición óptima. Fuera de esas horas, el dispositivo opera en modo calefacción por defecto.

El equipo de Harvard trabaja en nuevas estrategias para ampliar las horas de funcionamiento eficiente y facilitar la integración del sistema en invernaderos, vehículos y hasta en el acristalamiento de edificios.

Este desarrollo abre la puerta a una nueva generación de dispositivos solares inteligentes, capaces de maximizar el aprovechamiento energético y adaptarse a las necesidades cambiantes de los usuarios y del clima.

A partir de ahora, los clientes de Iberdrola, como pymes o particulares, empezarán a ver reflejado en su factura mensual un cargo adicional destinado a cubrir el coste de cubrir el riesgo de un gran apagón eléctrico. Este recargo se activa cuando el coste de los llamados servicios de ajuste -el gasto adicional en gas para estabilizar la red eléctrica- supera determinados límites. Tras el cero energético registrado el pasado 28 de abril de 2025, Red Eléctrica se vio obligada a incrementar su inversión en este concepto para mantener la red estable, algo que ahora empieza a repercutir en las tarifas de la compañía.

Así, la comercializadora ha diseñado esta polémica cláusula que traslada a los consumidores el coste de mantener la red eléctrica en funcionamiento ante acontecimientos extremos, como fallos de infraestructura. Iberdrola lo califica como un mecanismo para “mantener precios más contenidos” desde el inicio del contrato, e introduce lo que denominan como “escudo antiapagón”. Tal y como han confirmado fuentes oficiales a El País, la compañía considera que se trata de una alternativa “más eficiente y justa” para equilibrar las cuentas en situaciones de emergencia.

Por qué los clientes pagan más por la electricidad

La nueva cláusula establece tres escenarios para la factura de los clientes:

• Si el precio medio de los servicios de ajuste se sitúa por debajo de 11 euros/MWh, los usuarios reciben un descuento.
• Entre 11 y 18 euros/MWh, la compañía asume el sobrecoste, sin variaciones para el cliente.
• Cuando el precio supera los 18 euros/MWh, la diferencia se traslada directamente a la factura, que experimenta un aumento automático, especialmente en el mes de enero.

Actualmente, los precios del servicio de ajuste ya superan con creces el límite máximo fijado por la compañía. Según los datos registrados hasta ahora por Red Eléctrica, en 2026 la media anual alcanza los 24,34 euros/MWh, muy por encima del umbral que activa el recargo.

El incremento de los costes energéticos se debe principalmente a la inestabilidad internacional, especialmente en Oriente Próximo, que ha elevado el precio del gas, un combustible esencial para reforzar la red eléctrica en momentos críticos. Esta situación ha provocado un aumento constante en el coste de los servicios de ajuste:

• En 2025, la media se situó en 17,5 euros/MWh.
• En enero de 2026, el precio fue de 16,70 euros/MWh.
• En febrero, ascendió a 26,91 euros/MWh.
• En marzo, se alcanzaron los 29,67 euros/MWh.

Es decir que, salvo excepciones puntuales, los usuarios de Iberdrola afrontarán recargos adicionales en sus facturas durante este año. El resultado es que el usuario doméstico o la pyme terminarán absorbiendo un gasto que, hasta ahora, era responsabilidad de la empresa.

Comparativa con otras comercializadoras y reacción regulatoria

Iberdrola ha sido la primera gran eléctrica en detallar el nuevo recargo en sus contratos, aunque esto no implica que otras compañías no lo estén aplicando bajo distintas fórmulas. Los clientes acogidos a la tarifa regulada del Gobierno (PVPC) ya pagan íntegramente estos costes mes a mes, mientras que competidores como Endesa o Naturgy los incluyen dentro del precio fijo de la energía.

En el caso de estas últimas, el sobrecoste no aparece de forma diferenciada en la factura, sino que se integra en el precio final por kilovatio hora. Así, cualquier subida del coste de los servicios de ajuste repercute en una elevación del importe total sin que el cliente lo perciba como un concepto independiente.

Después del apagón de 2025, la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia (CNMC) intervino para proteger a los consumidores. El regulador prohibió que las comercializadoras aplicaran recargos sorpresa a quienes tenían contratos de luz a precio fijo, evitando así que se modificaran las condiciones de forma unilateral.

Actualmente, tanto la CNMC como el Gobierno estudian nuevas normativas que permitan trasladar el llamado “escudo antiapagón” a los costes regulados de la factura eléctrica. El objetivo es que este gasto deje de formar parte del precio de la energía y se gestione de manera transparente y controlada por las autoridades.

El microondas es un electrodoméstico indispensable en la vida cotidiana, pero su uso inteligente puede suponer un ahorro considerable de energía y una mayor eficiencia. Aplicar trucos prácticos y ajustes sencillos permite aprovechar al máximo este aparato y reducir el consumo eléctrico, beneficiando tanto al usuario como al medio ambiente.

Cómo optimizar el consumo energético del microondas

El primer paso para mejorar el rendimiento y ahorrar electricidad consiste en conocer el tipo de microondas que se utiliza. Existen modelos sin grill, con grill y los combi (convección), cada uno con funciones específicas.

Los microondas sin grill son ideales para calentar y descongelar, mientras que los modelos con grill permiten dorar y asar. Por su parte, los combi añaden la posibilidad de hornear y cocinar platos más elaborados. Elegir el aparato adecuado según las necesidades de la cocina es clave para no desperdiciar energía en funciones innecesarias.

Utilizar un recipiente del tamaño justo es una medida sencilla pero efectiva para optimizar el funcionamiento del microondas. Los recipientes más pequeños y de forma circular aprovechan mejor el calor generado, reduciendo el tiempo y la electricidad necesaria para calentar los alimentos.

Además, es pertinente señalar que emplear utensilios aptos para microondas evita riesgos y garantiza que el aparato no desperdicie energía.

El ajuste de la potencia también influye directamente en el consumo eléctrico. No todos los alimentos requieren la máxima potencia para cocinarse adecuadamente. Adaptar el nivel de energía según el tipo de plato permite obtener buenos resultados con un gasto menor.

Cubrir los alimentos durante el calentamiento ayuda a retener el calor, acortando el tiempo de cocción. Utilizar tapas apropiadas o envolturas diseñadas para microondas contribuye a mejorar la eficiencia y a mantener en mejores condiciones los alimentos.

Consejos prácticos para reducir el gasto eléctrico al usar el microondas

Aprovechar la función de descongelación del microondas puede suponer un ahorro considerable de tiempo y energía. Descongelar alimentos en este aparato consume menos electricidad que hacerlo en el horno y resulta mucho más rápido.

A la hora de preparar varios platos, se recomienda organizar la cocción para calentar varios recipientes a la vez, siempre que el espacio lo permita.

Trocear los alimentos en porciones más pequeñas acelera el proceso de calentamiento y disminuye el consumo de energía. Además, estudiar bien las recetas y ajustar los tiempos de cocción ayuda a evitar un uso excesivo del microondas.

La limpieza es otro factor relevante para la eficiencia. Un microondas limpio opera de manera más eficaz, ya que la suciedad y los restos de grasa pueden absorber energía y dificultar el calentamiento. Realizar un mantenimiento regular y comprobar que el aparato funciona correctamente previene consumos innecesarios.

Ubicar el microondas en un lugar bien ventilado y a temperatura ambiente evita el sobrecalentamiento y asegura un funcionamiento óptimo. Apagar el aparato unos segundos antes de que finalice el tiempo programado permite aprovechar el calor residual, logrando que los alimentos terminen de cocinarse sin mayor gasto energético.

Diferencias entre microondas según su tipo y funciones

El mercado ofrece diversas opciones de microondas, cada una pensada para necesidades específicas. Los modelos sin grill se centran en la rapidez para calentar y descongelar, resultando ideales para tareas básicas. Los aparatos con grill, en cambio, añaden la posibilidad de dorar y gratinar, ofreciendo un acabado más profesional a los platos.

Por último, los microondas combi con función de convección se orientan a quienes buscan versatilidad y desean preparar recetas más complejas, similares a las de un horno tradicional.

La elección del modelo adecuado depende de los hábitos y preferencias en la cocina. Quienes utilizan el microondas principalmente para calentar pueden optar por uno sencillo, mientras que quienes buscan preparar platos más elaborados encontrarán mejor respuesta en los modelos combi. Esta decisión, además de impactar en la experiencia de uso, influye en el consumo energético global del hogar.

Lo que parecía un concepto de ciencia ficción —transformar el sudor en energía eléctrica— hoy es una realidad emergente en los laboratorios. Un reciente avance japonés ha dado un paso clave al permitir la fabricación estable y eficiente de parches que generan electricidad a partir de los compuestos químicos presentes en el sudor.

Este desarrollo, publicado en ACS Applied Engineering Materials, podría allanar el camino para dispositivos portátiles sin batería, capaces de alimentar sensores médicos y deportivos directamente desde la piel.

Cómo funciona la tecnología que convierte el sudor en electricidad

El corazón de esta innovación son las biopilas de combustible enzimáticas, dispositivos que transforman sustancias del cuerpo, como el lactato presente en el sudor, en pequeñas corrientes eléctricas.

El nuevo sistema se basa en una tinta enzimática de base acuosa que permite imprimir, en una sola pasada, todos los componentes esenciales de la biopila sobre un sustrato de papel delgado. Las enzimas integradas en la tinta extraen electrones del lactato, permitiendo que estos circulen a través del circuito y generen energía sin el uso de una batería convencional.

Esta formulación no solo mantiene la actividad de las enzimas, sino que también simplifica el proceso de fabricación, reduce variaciones entre unidades y mejora la estabilidad del dispositivo.

En pruebas de laboratorio, las células generaron hasta 165 microvatios por centímetro cuadrado y mantuvieron su rendimiento durante más tiempo que los métodos anteriores.

Ventajas de la nueva tinta enzimática y desafíos superados

Hasta ahora, uno de los principales obstáculos para escalar esta tecnología era la complejidad del proceso: añadir manualmente soluciones enzimáticas y esperar a que cada capa se secara generaba inconsistencias y bajo rendimiento.

La tinta desarrollada por el equipo del profesor Isao Shitanda, de la Universidad de Tokio de Ciencias, utiliza polvo de carbono poroso y un aglutinante de base acuosa para lograr una impresión uniforme mediante serigrafía. Al evitar disolventes agresivos, las enzimas conservan mejor su actividad, lo que resulta crucial para dispositivos portátiles sobre la piel.

Los electrodos impresos con esta nueva técnica no solo ofrecen mayor potencia, sino que también mantienen su eficacia durante más tiempo, lo que representa un avance significativo respecto a los recubrimientos antiguos.

Aplicaciones futuras de los parches que generan energía con sudor

El potencial de esta tecnología es especialmente relevante para el campo de los wearables médicos y deportivos. Los parches alimentados por sudor podrían monitorizar de forma continua indicadores como el nivel de lactato, útil para evaluar la intensidad del ejercicio físico o detectar signos tempranos de deshidratación y estrés térmico.

Además, al prescindir de baterías voluminosas, estos sensores pueden ser más delgados, cómodos y autónomos.

Si bien aún queda camino por recorrer para validar estos sistemas en condiciones reales y asegurar la fiabilidad de los datos recogidos, la innovación japonesa abre nuevas posibilidades para el desarrollo de dispositivos portátiles autosuficientes, donde el propio cuerpo humano se convierte en la fuente de energía.

Crean tecnología que produce energía a partir de gotas de agua

Un grupo de investigadores ha desarrollado un sistema innovador que convierte el impacto de las gotas de lluvia en energía eléctrica utilizando un dispositivo flotante, en el que el propio cuerpo de agua forma parte esencial de la estructura.

El avance, publicado en la revista National Science Review, presenta un generador que elimina la necesidad de bases metálicas rígidas, lo que reduce significativamente tanto el peso como el costo en comparación con los diseños tradicionales.

El equipo de la Universidad de Aeronáutica y Astronáutica de Nankín denominó a este sistema W-DEG (Water-integrated Droplet Electricity Generator). La propuesta se basa en aprovechar la energía cinética de las gotas de lluvia cuando caen, convirtiéndola en pulsos eléctricos mediante un mecanismo que combina el impacto, la redistribución de cargas e inducción electrostática.

A diferencia de otros generadores, el W-DEG flota directamente sobre la superficie del agua y utiliza el propio líquido como soporte y como electrodo inferior. En la parte superior se sitúa una película dieléctrica que actúa como electrodo superior. Cuando una gota impacta sobre esta capa, se genera una redistribución de cargas eléctricas que produce un pulso de alto voltaje.

El estudio señala que cada gota puede generar picos de hasta 250 voltios, niveles comparables a los de generadores tradicionales con estructuras sólidas. El prototipo experimental, con una superficie de 0,3 metros cuadrados, fue capaz de encender 50 luces LED simultáneamente y cargar pequeños capacitores en pocos minutos.

Las pruebas se realizaron bajo distintas condiciones de temperatura y salinidad, e incluso con agua de lago con bioincrustaciones, sin que esto afectara la estabilidad del sistema.

Uno de los aspectos más destacados del diseño es la eliminación de materiales metálicos pesados. Según los investigadores, esto reduce el peso total del sistema en un 80% frente a configuraciones convencionales y disminuye el costo a la mitad.

Esta optimización es posible porque el agua cumple funciones tanto mecánicas como eléctricas en el dispositivo, simplificando la estructura y mejorando la eficiencia general del generador.

El consumo de energía en los hogares varía notablemente a lo largo del año, en función de las necesidades que impone cada estación. Identificar qué electrodomésticos concentran el mayor uso en verano e invierno permite optimizar el rendimiento, reducir costos y promover un consumo más responsable.

Verano: refrigeración y ventilación

Durante el verano, el consumo eléctrico alcanza uno de sus picos anuales a causa de las altas temperaturas. El aire acondicionado se convierte en el electrodoméstico que más incrementa la factura eléctrica. Su uso intensivo para mantener ambientes frescos puede suponer un gasto considerable, especialmente si no se emplea de forma eficiente.

Programar el equipo entre 24 y 26 °C, utilizar el modo “eco” y limpiar los filtros cada dos semanas contribuye a controlar el consumo.

Los ventiladores de techo o de pie también forman parte fundamental del equipamiento veraniego, ya que ayudan a distribuir el aire frío y mejoran la eficiencia del aire acondicionado. Para aprovecharlos al máximo, se recomienda cerrar puertas y ventanas mientras están en funcionamiento.

El frigorífico y el congelador enfrentan una mayor exigencia en verano, ya que deben mantener los alimentos frescos pese al calor ambiente. Esto implica un trabajo extra para el motor, lo que repercute en un consumo energético superior. Mantener el frigorífico alejado de fuentes de calor, verificar el sellado de las puertas y retirar periódicamente el polvo del condensador son acciones necesarias para garantizar su eficiencia.

El microondas y la batidora también suelen utilizarse con más frecuencia en esta estación, debido a la preferencia por comidas rápidas y frías. Aunque su impacto es menor comparado con los sistemas de climatización, un uso eficiente ayuda a sumar pequeños ahorros.

Consejos para ahorrar en verano:

• Evitar abrir el frigorífico constantemente y no introducir alimentos calientes.
• Descongelar el congelador de manera regular para mejorar su rendimiento.
• Realizar un mantenimiento preventivo de los equipos antes y durante la temporada.

Invierno: calefacción y secado

En invierno, el consumo energético cambia de protagonistas. La calefacción eléctrica —a través de radiadores, bombas de calor o emisores térmicos— es el principal responsable del aumento en la factura de luz.

Mantener una temperatura entre 19 y 21 °C en las áreas principales y reducirla en los dormitorios permite equilibrar el confort y el gasto energético. El uso de termostatos programables ayuda a evitar el sobrecalentamiento y a reducir consumos innecesarios cuando no hay nadie en casa.

La iluminación adquiere más importancia debido a la reducción de horas de luz natural. Cambiar las bombillas convencionales por LED de bajo consumo y aprovechar al máximo la luz solar para ventilar y calentar espacios son medidas efectivas para reducir el gasto.

La secadora se utiliza con mayor frecuencia en invierno, por la dificultad de secar ropa al aire libre ante la lluvia, el frío o la humedad. Para optimizar su uso, conviene centrifugar bien la ropa antes de secarla y seleccionar programas de baja temperatura.

Consejos para ahorrar en invierno:

• Mejorar el aislamiento de ventanas y puertas para conservar el calor.
• Limpiar los filtros de bombas de calor y radiadores.
• Mantener la secadora libre de pelusas y vaciar su depósito de agua.
• Aprovechar las horas soleadas para ventilar y calentar el hogar de manera natural.

Mantenimiento y consumo responsable todo el año

Independientemente de la estación, el mantenimiento adecuado de los electrodomésticos es clave para evitar consumos excesivos y prolongar su vida útil. Revisar el aislamiento de la vivienda, limpiar filtros y condensadores, y reparar fallos en los equipos eléctricos contribuye a un uso más eficiente y sostenible.

Conocer qué aparatos concentran el mayor consumo en cada temporada facilita la toma de decisiones para reducir el impacto económico y ambiental del hogar.

La congelación del precio máximo de venta del butano y del propano figura entre las medidas fiscales que el Gobierno desplegará con carácter urgente para mitigar el efecto de la escalada internacional de los precios energéticos. Según informó Europa Press, el presidente del Gobierno, Pedro Sánchez, comunicó este viernes tras el Consejo de Ministros extraordinario la aprobación de un real decreto ley que introduce una rebaja del IVA de la electricidad, el gas, la gasolina y el gasóleo al 10%, así como otros recortes fiscales y apoyos a energías renovables y familias vulnerables, en un paquete de 80 iniciativas valoradas en 5.000 millones de euros.

Tal como publicó Europa Press, Sánchez explicó que la reducción del IVA abarcará productos energéticos como el gas natural, los pellets y la leña, complementando la disminución ya aplicada a la electricidad, que baja del 21% al 10%. Además, el Gobierno suspende temporalmente el Impuesto sobre el Valor de la Producción de Energía Eléctrica (IVPEE), establecido en un 7%, y rebaja el Impuesto Especial sobre la Electricidad (IEE) del 5% al mínimo legal contemplado por la Unión Europea, fijado en el 0,5%.

El medio Europa Press detalló que la rebaja fiscal también afectará a los carburantes, con el IVA de la gasolina, el gasóleo y otros hidrocarburos reduciéndose al 10%. A esto se suma una reducción del impuesto a los hidrocarburos hasta el umbral mínimo permitido en la normativa europea. Según afirmó Sánchez, esta medida conllevará un descenso efectivo de hasta 30 céntimos de euro por litro, dependiendo del tipo de carburante, lo que podría suponer un ahorro de aproximadamente 20 euros por depósito completo en un coche de tamaño medio.

En el ámbito del impulso a la transición energética, el plan gubernamental incluye incentivos fiscales específicos, detalló Europa Press. Así, contempla deducciones en el Impuesto sobre la Renta de las Personas Físicas (IRPF) para quienes instalen placas solares, puntos de recarga para vehículos eléctricos y sistemas de bomba de calor en sus hogares. Estas deducciones serán del 15% para la adquisición de vehículos eléctricos y enchufables, lo que busca estimular la renovación del parque automovilístico y disminuir la dependencia de combustibles fósiles.

El real decreto ley aprobado habilita además a los ayuntamientos a aplicar bonificaciones de hasta el 50% en el Impuesto sobre Bienes Inmuebles (IBI) a propietarios de viviendas que hayan incorporado infraestructuras para la producción térmica o eléctrica a partir de fuentes renovables. Los consistorios también podrán conceder rebajas de hasta el 95% en el coste de las obras e instalaciones ligadas a la producción y uso de energía renovable, con el objetivo de incentivar la inversión en este sector.

En relación al Impuesto de Sociedades, el Ejecutivo facilita la libertad de amortización para aquellas inversiones en equipos de renovables que sustituyan infraestructuras alimentadas por fuentes convencionales, una medida que busca impulsar la modernización del aparato productivo nacional y promover la soberanía energética. Europa Press consignó que Sánchez subrayó la importancia de estas medidas estructurales, señalando que contribuirán a la electrificación de la economía y al fortalecimiento de España frente al impacto de la crisis internacional.

El presidente del Gobierno aseguró que el plan aprobado representa el mayor escudo social y económico de la Unión Europea para enfrentar las consecuencias del conflicto en Oriente Próximo. Además, subrayó que las medidas adoptadas permanecerán vigentes durante el tiempo necesario y se ampliarán si la evolución de la situación así lo exige, ajustándose a las circunstancias y a la gravedad de la crisis.

La entrada en vigor de todas estas disposiciones será inmediata, una vez que se publique el decreto ley este sábado en el Boletín Oficial del Estado (BOE), según reportó Europa Press. El paquete de medidas recoge además apoyos económicos adicionales para los hogares con mayores dificultades y persigue amortiguar el impacto de la subida de precios en sectores esenciales, en un contexto internacional marcado por la volatilidad del mercado energético y las consecuencias económicas de la guerra en Irán.

El anuncio se produce después de semanas de subidas sostenidas en los precios de la energía y los combustibles, que han elevado la presión sobre el gasto de familias y empresas. Europa Press informó que el Gobierno concibe este plan como un instrumento fundamental para aliviar la carga fiscal sobre los consumidores y fomentar la adaptación estructural de la economía hacia fuentes limpias y menos volátiles.

El Gobierno ha anunciado un ambicioso paquete de medidas económicas valorado en 5.000 millones de euros con el objetivo de hacer frente a las consecuencias derivadas de la guerra en Oriente Medio. El decreto, centrado principalmente en aliviar la presión sobre los costes energéticos, contempla una batería de rebajas fiscales que buscan reducir de forma directa la factura de la luz y otros suministros básicos para los ciudadanos.

Entre las principales iniciativas destaca la reducción del IVA al 10% en los hidrocarburos, la electricidad y el gas natural. A esta medida se suma la rebaja del Impuesto Especial sobre la Electricidad, que pasa de un 60% a situarse en un tipo efectivo del 0′5%, así como la eliminación del Impuesto sobre la Producción Eléctrica. Con este conjunto de medidas, el Ejecutivo pretende contener el impacto del encarecimiento energético provocado por la inestabilidad internacional.

Según estimaciones de Kelisto, el efecto conjunto de estas rebajas fiscales supondrá una disminución aproximada del 13% en la factura eléctrica, tanto para los usuarios del mercado regulado como del libre. En términos prácticos, esto se traduce en un ahorro medio de unos 7 euros mensuales para un consumidor tipo, lo que equivale a unos 84 euros anuales.

En el mercado libre, donde las tarifas más económicas se situaban en torno a los 52,51 euros mensuales, el descenso permitiría reducir el coste hasta los 46,39 euros. Por su parte, en el sistema regulado, conocido como Precio Voluntario para el Pequeño Consumidor (PVPC), la factura media bajaría de 53,87 euros a 47,58 euros al mes.

Cómo ahorrar más

No obstante, los expertos subrayan que, además de las medidas gubernamentales, los consumidores también pueden adoptar decisiones que incrementen su ahorro energético. Javier Martínez, portavoz de Energía de Kelisto.es, señala que cambiar de la tarifa regulada a la opción más barata del mercado libre puede generar un ahorro adicional de hasta 73 euros al año. Esta diferencia, cercana al 13%, se ha acentuado tras el encarecimiento del PVPC, vinculado al aumento del precio del gas desde el inicio del conflicto.

A pesar del contexto internacional, el mercado regulado ha mostrado una evolución más favorable de lo esperado. Factores como unas condiciones meteorológicas favorables han impulsado la producción de energías renovables, reduciendo la dependencia del gas natural en la fijación de precios del mercado mayorista. Desde el inicio de la guerra, el precio medio del kilovatio hora se ha situado en torno a los 0,14 euros, una caída significativa respecto a los 0,20 euros registrados en los momentos más críticos.

Por su parte, el mercado libre ha reaccionado con cautela. Muchas comercializadoras cuentan con contratos de compra de energía a largo plazo, lo que les ha permitido evitar subidas inmediatas tras el estallido de la crisis. De hecho, a mediados de marzo se han detectado incluso algunas rebajas en determinadas tarifas, impulsadas por los bajos precios registrados en febrero.

Subidas más moderadas

Sin embargo, Javier Martínez advierte de que esta tendencia podría cambiar en las próximas semanas, cuando se revisen los precios. Aun así, se espera que las posibles subidas sean más moderadas que en el mercado regulado. Además, una de las ventajas del mercado libre es la estabilidad: los precios suelen mantenerse durante un año desde la firma del contrato, lo que protege a los consumidores frente a fluctuaciones bruscas, aunque también les permite beneficiarse de las reducciones fiscales actuales.

Con este paquete de medidas, el Gobierno busca amortiguar el impacto de la crisis energética y ofrecer un alivio inmediato a los hogares, en un contexto marcado por la incertidumbre internacional y la volatilidad de los precios de la energía.

La medida supondrá que los consumidores con un vehículo de tamaño medio puedan ahorrar hasta 20 euros en cada depósito de combustible, según los cálculos ofrecidos por Pedro Sánchez. El presidente del Gobierno realizó este anuncio en el contexto de una rueda de prensa posterior al Consejo de Ministros extraordinario, donde se detalló la aprobación de un real decreto ley compuesto por 80 medidas destinadas a mitigar la crisis económica provocada por la guerra en Irán. El paquete, que asciende a un valor de 5.000 millones de euros, entrará en vigor tras su publicación en el Boletín Oficial del Estado.

Según informó el medio, el eje principal del plan gubernamental consiste en una rebaja significativa de la fiscalidad aplicada al sector energético. Sánchez explicó que el Impuesto sobre el Valor Añadido (IVA) en la electricidad desciende del 21% al 10%. Además, se suspende temporalmente el Impuesto sobre el Valor de la Producción de Energía Eléctrica (IVPEE), que representa un 7%, y el Impuesto Especial sobre la Electricidad (IEE) baja del 5% al mínimo permitido por la Unión Europea, situado en el 0,5%. De acuerdo con la información publicada, la bajada fiscal sobre la electricidad alcanzará el 60%.

El Gobierno también ha decidido la reducción del IVA al 10% sobre el gas natural, los pellets y la leña. Además, el precio máximo de venta tanto del butano como del propano quedará congelado. Tal como detalló el presidente, el IVA sobre la gasolina y el gasóleo se fija en el 10%, el nivel más bajo autorizado dentro de la normativa comunitaria. Sánchez aseguró ante los medios, citando el impacto directo de estas rebajas impositivas en los carburantes, que el ahorro podría llegar a 30 céntimos de euro por litro, en función del tipo de combustible utilizado.

Durante la comparecencia, el jefe del Ejecutivo resaltó la dimensión de este plan en comparación con otros países europeos, al señalar que España dispondrá del marco más amplio de medidas de protección social y económica en la Unión Europea. Subrayó que las iniciativas estarán vigentes durante el periodo que se considere necesario. Según publicó el medio, Sánchez indicó que el Gobierno evaluará la posibilidad de ampliar o modificar las medidas en función de la evolución y gravedad de la crisis.

El conjunto de medidas se enmarca en una estrategia que busca frenar el impacto del encarecimiento de los suministros básicos sobre los hogares y las empresas españolas. El Ejecutivo, según consignó el medio, intenta así aliviar la presión sobre la economía doméstica y asegurar la estabilidad frente a la incertidumbre derivada del conflicto en Irán. El presidente incidió en que el plan prevé una fiscalidad rebajada tanto para la electricidad como para diversos combustibles y fuentes de energía, con la intención de contener el incremento de los costes y garantizar el acceso de la población a estos servicios esenciales.

La suspensión temporal del IVPEE y la reducción del IEE contribuirán a moderar el precio final de la electricidad, una de las partidas más afectadas por la coyuntura internacional. Como señaló Sánchez, la aplicación de estos recortes fiscales responde tanto a la necesidad de proteger a los consumidores como a las obligaciones impuestas por la Unión Europea. El Ejecutivo justifica la congelación de los precios máximos del butano y el propano por su extendido uso en muchos hogares y su importancia para el gasto familiar de calefacción y cocina.

Según detalló el medio, la rebaja del IVA sobre el gas natural y derivados persigue abaratar la factura energética antes del inicio de la temporada invernal, cuando el uso de estos recursos aumenta considerablemente. El real decreto ley aprobado contempla estas medidas fiscales junto con otras acciones incluidas en los 80 puntos anunciados por el Gobierno, cuyo contenido íntegro se conocerá tras la publicación oficial.

Sánchez declaró que el conjunto del plan aspira a evitar un deterioro mayor del poder adquisitivo de la población ante la escalada de precios provocada por el conflicto en Oriente Medio y sus repercusiones sobre los mercados internacionales de energía. El plan, según reportó el medio, mantiene su vigencia indefinida, sujeta a decisiones futuras del Ejecutivo conforme se valore la evolución de la crisis.

El presidente ha defendido la necesidad de implantar todos estos cambios al considerar que la situación excepcional requiere la movilización de recursos públicos destinados a sostener el bienestar social y evitar consecuencias negativas para los sectores más vulnerables. El Gobierno apuesta de este modo por una intervención directa en los mercados energéticos y de combustibles como vía para amortiguar el impacto de factores externos sobre la economía nacional.

El medio recoge que la efectividad de estas medidas, así como su posible ampliación, dependerá de la evolución de la coyuntura internacional y de la respuesta de los mercados. El Ejecutivo prevé realizar un seguimiento continuo de la situación y no descarta modificar el paquete aprobado conforme se desarrollen los acontecimientos relacionados con el conflicto en Irán y las implicaciones que pueda tener sobre el conjunto de la economía europea y mundial.

El Gobierno ha aprobado este viernes un real decreto ley con un amplio paquete de medidas económicas destinado a paliar el impacto económico de la guerra en Oriente Medio, con especial atención en la contención de los precios de la energía y los carburantes y en la protección de los colectivos más vulnerables.

El núcleo del plan es la rebaja fiscal para los productos energéticos, con la que el Ejecutivo reducirá del 21% al 10% el IVA aplicado a los carburantes, “el mínimo que permite la Unión Europea”, según Sánchez, lo que supondrá un coste de unos 30 céntimos menos por litro. De acuerdo con los cálculos del Gobierno, esta reducción se traducirá en un descuento medio de 20 euros por depósito para el repostaje de un vehículo.

El paquete incluye también la rebaja al 10% del IVA en la electricidad, gas natural y pellets, y acompañará esta medida con un recorte del impuesto especial de hidrocarburos y la congelación del precio máximo del butano y el propano. Además, suprimirá el impuesto del 7% a la generación eléctrica (que recae sobre las empresas) y eliminará el impuesto especial de la electricidad del 5% que actualmente pagan los consumidores. En la comparecencia posterior al Consejo de Ministros, Sánchez ha explicado que el Gobierno reducirá “en un 60%” los impuestos sobre la electricidad.

Con este cambio de enfoque, el Gobierno abandona la bonificación universal de 20 céntimos por litro aplicada durante la anterior crisis energética, al considerar que generó distorsiones en el mercado. En su lugar, opta por ayudas focalizadas en los sectores más afectados. Así, los transportistas se beneficiarán de un descuento de 20 céntimos por litro de diésel en el gasóleo profesional, mientras que los sectores agrario, ganadero y pesquero contarán con una ayuda equivalente para su combustible y fertilizante. También se prevén ayudas directas por vehículo para aquellos transportistas que no acceden a devoluciones fiscales.

Además, el Gobierno ha anunciado bonificaciones del 80% en los peajes eléctricos para las industrias electrointensivas, que supondrá un ahorro de unos 200 millones de euros para estos sectores. También se establecerá por ley una mayor flexibilidad en los contratos de suministro energético para favorecer la actividad económicas de pequeñas empresas y autónomos.

Apoyo para las familias más vulnerables

El decreto refuerza asimismo el denominado escudo social, un paquete de medidas de protección para hogares vulnerables cuya convalidación tumbó la oposición en el Congreso recientemente por incluir, entre otros, la prórroga de alquileres que reclama Sumar para el actual paquete. Entre las medidas incluidas esta vez figura la prórroga hasta diciembre de 2026 del bono social eléctrico, con mayores descuentos para consumidores vulnerables, y la garantía de suministro de agua y energía para evitar cortes en los hogares con menos recursos.

El paquete también introduce mecanismos de control y supervisión del mercado energético para evitar subidas especulativas o desorbitadas en los precios de gasolina y gasoil. En este sentido, se refuerzan las competencias de la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia (CNMC) para recabar información de los operadores y vigilar la evolución de los precios de los carburantes.

En paralelo, el Ministerio de Trabajo planea prohibir los despidos por causas objetivas relacionadas con la crisis en las empresas que reciban ayudas públicas, según ElDiario.es. La iniciativa tiene como objetivo blindar el empleo y evitar despidos en masa por el impacto económico de la guerra en las empresas, para las que la cartera recuerda que los ERTE siguen estando disponible como medida de regulación de la plantilla.

Medidas para reforzar la transición energética

Volviendo al ámbito fiscal, el Ejecutivo recupera la deducción del 15% en el IRPF por la compra de vehículos eléctricos e incorpora incentivos para la rehabilitación energética de viviendas. A ello se suma la prohibición de despedir en empresas que reciban ayudas públicas en el marco de este plan, enfocado en fortalecer la transición hacía fuentes de energía alternativas en medio de una crisis provocada en gran parte por la escalada de precios del petróleo.

Por último, el decreto incluye medidas estructurales adicionales orientadas a acelerar la transición energética. Se simplifican los procedimientos administrativos para proyectos de energías renovables, se impulsa el desarrollo de sistemas de almacenamiento y se facilita el autoconsumo compartido en ámbitos urbanos e industriales con incentivos fiscales. Asimismo, se pone en marcha un programa de apoyo a cooperativas energéticas y se prevé reservar parte de la capacidad en futuras subastas para iniciativas de carácter local o comunitario.

Las medidas de vivienda queda fuera del plan

Por el contrario, el Gobierno ha confirmado que el decreto económico no incluirá la prohibición de desahucios a personas vulnerables ni la prórroga de contratos de alquiler que vencen este año y el siguiente. Tanto la vicepresidenta primera y ministra de Hacienda, María Jesús Montero, como el ministro de Economía, Carlos Cuerpo, han explicado que estas medidas no cuentan con suficiente apoyo parlamentario.

La exclusión de estas iniciativas ha amenazado con bloquear la tramitación del decreto según lo esperado, al haberse conocido hoy que los miembros de Sumar se han negado a participar en el Consejo de Ministros extraordinario si no se contempla esta medida o las dirigidas a limitar los márgenes empresariales en momentos de crisis. Finalmente, la reunión se ha celebrado con dos horas de retraso y el Ejecutivo ha logrado un acuerdo separando en dos decretos las medidas anticrisis (que incluyen límites a los márgenes de las empresas) y las iniciativas en materia de vivienda, en las que se suma a la prórroga de contratos un régimen jurídico específico para los contratos de concesión para la promoción de vivienda social o a precio asequible en suelo o inmuebles de titularidad pública.

El Gobierno ha aprobado este viernes en Consejo de Ministros su plan de respuesta a los efectos en la economía española de la guerra en Irán, que incluirá rebajas fiscales para combustibles, luz y gas. El paquete anticrisis, cuyos detalles ha revelado el presidente del Ejecutivo, Pedro Sánchez, en rueda de prensa esta mañana, contempla también medidas de apoyo a los sectores más afectados por la escalda del conflicto y ayudas para los consumidores de colectivos vulnerables.

Más allá del recorte en el IVA, que bajará del 21% al 10% en los productos energéticos para hacer frente a su fuerte encarecimiento durante las últimas semanas, el Gobierno también prevé suprimir el impuesto especial a los hidrocarburos. Además, el plan que ultima en estos momentos el PSOE con el resto de grupos parlamentarios supondrá también la eliminación del impuesto especial eléctrico, actualmente situado en el 5%, y una reducción en el impuesto al valor de la producción eléctrica.

Para complementar estas medidas fiscales, el Gobierno baraja también introducir mejoras en el bono social eléctrico, que ofrece descuentos en la factura de la luz a las familias más vulnerables, así como garantías en el suministro energético para estos colectivos.

No habrá descuento universal en combustible, pero sí para agricultores y transportistas

Todo apunta a que el Ejecutivo ha desistido definitivamente de recuperar las bonificaciones para los combustibles aplicadas en 2022, cuando la guerra en Ucrania provocó un encarecimiento similar en el coste de repostar. Patronales y gasolineras han recomendado centrarse en el aspecto fiscal y no volver a implementar medidas similares a la rebaja universal de 20 céntimos por litro aprobada entonces, aunque queda en el aire la opción de limitar la bonificación a sectores de uso intensivo de carburantes que han notado especialmente el impacto de la guerra, como el transporte y la agricultura.

En concreto, fuentes de ERC han señalado a Efe que el Ejecutivo de Sánchez baraja que los transportistas tengan derecho a devolución de 20 céntimos del impuesto de hidrocarburos por litro de gasóleo consumido en su actividad, además de una ayuda por valor equivalente para el litro de gasóleo de uso agrario. Las mismas fuentes informan de una bonificación extraordinaria por vehículo para los transportistas que no se beneficien de la devolución.

Sumar reclama medidas de vivienda

El paquete anticrisis se ha sometido este viernes a votación en un Consejo de Ministros extraordinario, que ha empezado con retraso por la negativa de los miembros de Sumar a participar si quedaban fuera la moratoria de desahucios, la prórroga de alquileres y las medidas para limitar los márgenes de beneficios de las empresas. Finalmente, el Gobierno ha llegado a un acuerdo en esta materia, aprobando un primer decreto con las medidas por la guerra en Irán que incluye intervención sobre los márgenes y una segunda norma con las iniciativas relacionadas con la vivienda.

Al tratarse de decretos ley, las medidas entran en vigor de forma inmediata con su publicación en el Boletín Oficial del Estado (BOE) mañana tras recibir la luz verde de los ministros, pero ambas normas provisionales deberán ser posteriormente ratificadas por el Congreso en un plazo máximo de 30 días.

El decreto ley anticrisis llegará el próximo jueves 26 de marzo a las Cortes Generales, donde el Gobierno podría encontrarse con mayor resistencia para su convalidación por tener que recabar el apoyo del resto de grupos parlamentarios. No obstante, fuentes del Ejecutivo han subrayado que se trata de un plan “proporcional, perimetrado y focalizado” en mitigar el impacto directo del conflicto y esperan aprobar sin inconvenientes el paquete, concretado tras negociaciones con los agentes sociales y el resto de partidos políticos.

El presidente del Gobierno, Pedro Sánchez, planea presentar los detalles de un nuevo paquete de medidas económicas este viernes tras la celebración de un Consejo de Ministros extraordinario. Según ha divulgado Europa Press, el foco de estas iniciativas está puesto en responder a los efectos de la guerra en Irán sobre la economía, con especial énfasis en el precio de los combustibles y la electricidad.

De acuerdo con Europa Press, una de las acciones principales contempladas es la reducción del IVA aplicado a los carburantes, que pasaría del 21% al 10%. El Ejecutivo también valora disminuir los impuestos ligados a la electricidad y suprimir tanto el impuesto especial a los hidrocarburos como el gravamen especial eléctrico, actualmente en 5%. Además, se anticipa una rebaja del impuesto al valor de la producción eléctrica, conforme a la información de la cadena SER.

A diferencia de la bonificación universal de 20 céntimos por litro de combustible puesta en marcha en 2022 para mitigar el impacto de la guerra en Ucrania, este nuevo enfoque priorizaría reducir la carga fiscal de manera directa sobre los carburantes, en línea con las demandas planteadas previamente por las patronales del sector y los empresarios de las estaciones de servicio. Según publicó Europa Press, esos actores habían advertido de las complicaciones asociadas a la medida anterior basada en bonificaciones directas.

El Gobierno ha señalado que el plan en elaboración busca ser "proporcional, perimetrado y focalizado", según informaciones recogidas por Europa Press y la cadena SER, con el objeto de limitar el impacto de las subidas de combustibles y electricidad. Para la definición del paquete se han considerado aportaciones de los agentes sociales, representantes de los sectores económicos más afectados y grupos parlamentarios.

Cuatro dimensiones estructuran el plan descrito por el Ejecutivo, según reportó Europa Press. En primer término, la iniciativa persigue fortalecer la apuesta por las energías renovables, promoviendo comunidades energéticas, el autoconsumo y el uso de bombas de calor, junto a la electrificación de la economía. Un segundo bloque se ocupa de minimizar el coste energético y eléctrico a través de incentivos fiscales y otras rebajas impositivas.

El tercer ámbito de actuación centra la atención en amortiguar el impacto de la escalada de los carburantes, con especial atención a sectores como la agricultura, la pesca, el transporte y las industrias intensivas en consumo energético y de gas. En el último bloque figuran medidas especificadas como el "escudo social", entre las cuales se encuentra la garantía de suministro energético para los hogares más vulnerables.

Según informó Europa Press, el decreto no incluirá la prohibición de desahucios a personas vulnerables ni la extensión de los contratos de alquiler que vencen en 2024 y 2025, una decisión adelantada tanto por la ministra de Hacienda, María Jesús Montero, como por el ministro de Economía, Carlos Cuerpo, debido a la falta de apoyo suficiente en el Congreso de los Diputados.

La Junta de Portavoces ha acordado que el próximo jueves, 26 de marzo, la Cámara Baja debata y vote el decreto ley que acoge estas medidas. Si bien el decreto entraría en vigor de inmediato tras su aprobación en el Consejo de Ministros extraordinario, requiere convalidación por parte del Congreso en un plazo de treinta días. Según Europa Press, se ha previsto que la tramitación avance con rapidez, a fin de no retrasar la aplicación efectiva del paquete.

El Ejecutivo ha subrayado que el plan mantendrá la flexibilidad necesaria para introducir adaptaciones en función de cómo evolucione la situación internacional y los precios de la energía. Fuentes del Gobierno consignadas por Europa Press afirman que todas las medidas seguirán ajustándose a la realidad cambiante para garantizar la eficacia de la protección económica a los sectores productivos y los colectivos vulnerables.

El Consejo de Ministros extraordinario previsto servirá para cerrar los detalles finales, tras días de consultas y ajustes. El compromiso manifestado por parte de Moncloa es equilibrar la respuesta inmediata frente a la crisis internacional con una orientación al medio y largo plazo en materia energética, social y de sostenibilidad fiscal. El seguimiento de la evolución internacional y el diálogo permanente entre los actores implicados formarán parte del mecanismo de respuesta una vez implementado el plan, indican las fuentes oficiales mencionadas por Europa Press y la cadena SER.

Con la recepción de 71 ofertas, concluyó el acto de licitación eléctrica para plantas existentes, un proceso impulsado por la Empresa de Transmisión Eléctrica (ETESA) para cubrir los requerimientos de potencia y energía del sistema panameño.

La convocatoria forma parte de un programa estructurado por la Secretaría Nacional de Energía, orientado a garantizar la confiabilidad, flexibilidad y eficiencia del suministro eléctrico en el país, en medio de presiones sobre tarifas y demanda.

El proceso se enmarca en un plan de licitaciones anunciado por el Gobierno para reducir la volatilidad tarifaria y mejorar la estabilidad del sistema en el mediano y largo plazo.

Según las autoridades, este esquema busca dar mayor certidumbre a los agentes del mercado, promover la participación de distintos actores y asegurar condiciones que permitan mantener un equilibrio entre oferta y demanda energética en Panamá.

De acuerdo con el secretario nacional de Energía, Rodrigo Rodríguez, la respuesta del mercado refleja la confianza en un proceso que fue diseñado con anticipación y reglas claras.

El funcionario destacó que la cantidad de propuestas recibidas evidencia el interés de las empresas en participar en el sistema eléctrico panameño, lo que a su vez contribuye a generar condiciones para la estabilización de tarifas y beneficios para el consumidor final en el mediano plazo.

La licitación contempla tres renglones principales para la contratación de potencia firme y energía. El primero incluye 150 megavatios entre julio de 2026 y junio de 2029, y 200 megavatios entre julio de 2029 y junio de 2038, dirigidos a plantas termoeléctricas existentes a diésel o búnker, con el compromiso de una reconversión tecnológica en un plazo máximo de 36 meses.

Este componente ha sido uno de los puntos más relevantes del proceso.

El segundo renglón abarca potencia firme para hidroeléctricas y plantas térmicas a gas natural, mientras que el tercero contempla la contratación de energía proveniente de fuentes renovables como hidroeléctricas, eólicas y fotovoltaicas.

Este diseño responde a la necesidad de contar con una matriz energética diversificada, que combine distintas fuentes para garantizar la continuidad del servicio eléctrico.

Uno de los elementos que ha generado señalamientos en algunos sectores es precisamente la inclusión de plantas térmicas dentro del proceso, incluso con la posibilidad de acceder a contratos que permitan su reconversión.

Críticos han señalado que el enfoque debería centrarse en acelerar la incorporación de energías renovables, considerando los avances tecnológicos y la tendencia global hacia la descarbonización.

Sin embargo, desde el Gobierno se ha defendido la necesidad de mantener una combinación equilibrada entre fuentes renovables y tecnologías térmicas más eficientes.

Las autoridades sostienen que el sistema requiere respaldo energético para garantizar la estabilidad del suministro, especialmente en momentos de alta demanda o cuando las condiciones climáticas afectan la generación de energías limpias.

En ese sentido, el proceso forma parte del programa de licitaciones impulsado por la Secretaría Nacional de Energía, que busca cubrir requerimientos de potencia y energía del sistema eléctrico panameño mediante contratos de largo plazo.

La estrategia contempla la incorporación progresiva de nueva capacidad, combinando generación renovable con plantas térmicas existentes que deberán someterse a procesos de reconversión en un plazo máximo de 36 meses.

En términos de matriz energética, Panamá sigue dependiendo principalmente de la generación hidroeléctrica, que es la mayor fuente de electricidad del país

En períodos favorables, las fuentes renovables han llegado a cubrir casi la totalidad de la demanda interna, con la hidroelectricidad como pilar del sistema, complementada por energía solar y eólica.

En los últimos años también ha crecido con fuerza la generación solar distribuida, con miles de usuarios residenciales, comerciales e industriales que aportan capacidad al sistema, aunque su peso todavía es menor frente a las grandes centrales hidroeléctricas.

Este crecimiento de las renovables ha mejorado el perfil ambiental del sistema, pero también ha puesto de relieve la necesidad de contar con respaldo firme.

El cronograma prevé dos licitaciones en 2026, una en 2027y otra en 2028. En medio de este proceso, el sector eléctrico pide aumentar la inversión en la red de transmisión y distribución, así como impulsar la conexión eléctrica con Colombia y construir una cuarta línea de transmisión en el país.

Una empresa derivada del Instituto Tecnológico de Massachusetts (MIT) desarrolló una batería térmica capaz de soportar temperaturas superiores a los 2.000 °C y almacenar energía durante más de 100 horas, con un rendimiento que podría transformar el almacenamiento energético a escala industrial. El dispositivo fue creado por Fourth Power, firma fundada por el profesor Asegun Henry, especialista en transferencia de calor.

La nueva batería térmica almacena electricidad en forma de calor dentro de bloques gigantes de carbono que alcanzan temperaturas cercanas a los 2.400 °C (4.350 °F), casi la mitad de la temperatura de la superficie solar. El sistema está diseñado para ofrecer alternativas más económicas y duraderas que las actuales baterías de ion-litio, especialmente en aplicaciones que requieren almacenamiento prolongado.

El funcionamiento se basa en el uso de estaño fundido para transportar el calor generado, una innovación que llevó a Henry a obtener un récord Guinness en 2017 por la bomba de líquidos más caliente jamás registrada. “Si aumentamos la temperatura, la transferencia de calor se acelera y el sistema puede reducirse de tamaño”, explicó Henry en un comunicado de la empresa.

El equipo de Fourth Power logró que los bloques de carbono brillen al rojo blanco en su máxima carga y emitan una luz intensa que es capturada por células termofotovoltaicas (TPV), parecidas a paneles solares, pero adaptadas para convertir radiación térmica en electricidad.

El desarrollo de estas celdas TPV permitió a la compañía romper un nuevo récord, superando el 40 % de eficiencia en la conversión de luz a electricidad. Esta característica, sumada a la capacidad de operar a temperaturas extremas, representa un avance técnico con impacto potencial en la expansión de energías renovables.

Ventajas técnicas frente a las baterías convencionales

La batería térmica utiliza materiales como el grafito, que puede soportar altas temperaturas sin degradarse, a diferencia de los metales que suelen encarecerse y perder propiedades bajo condiciones extremas. El estaño fundido empleado en el sistema no reacciona con el carbono, lo que contribuye a la estabilidad y durabilidad del conjunto.

La unidad pierde apenas un uno por ciento de calor almacenado al día, lo que la hace adecuada para sistemas que requieren sostener la energía por periodos prolongados, como redes eléctricas, parques de energía renovable y centros de datos. El diseño modular permite ajustar la capacidad: “Un módulo de almacenamiento y uno de potencia ofrecen 10 horas de energía, pero agregar módulos incrementa la duración hasta 100 horas o más”, precisó Henry.

El objetivo de Fourth Power es demostrar que la batería puede funcionar como respaldo confiable en la transición hacia fuentes renovables, facilitando el almacenamiento de excedentes y su posterior liberación cuando la demanda lo requiere.

Aplicaciones industriales y próximos pasos

La tecnología desarrollada por Fourth Power está dirigida a grandes consumidores de energía, como empresas de servicios, plantas industriales y centros de datos, sectores que buscan alternativas más económicas y sostenibles ante la variabilidad de fuentes como la solar y la eólica.

Un sistema de demostración de un megavatio-hora (MWh) está previsto para su lanzamiento este año, mientras que una instalación completa ofrecería 25 MW de potencia y 250 MWh de almacenamiento, ocupando aproximadamente la mitad de un campo de fútbol.

El sistema también podría emplearse como planta de generación o para suministrar calor industrial a alta temperatura, ampliando el rango de aplicaciones en distintos mercados energéticos. De acuerdo con Henry, el desafío es ofrecer una solución “mucho más barata que el ion-litio y tan confiable como esta tecnología, o incluso más”.

La versatilidad y robustez del diseño, junto al bajo costo de los materiales y su resistencia, posicionan al desarrollo como una innovación relevante para el futuro del almacenamiento de energía.

Dejar el cargador del celular conectado al enchufe durante todo el día, incluso cuando no está en uso, puede generar un consumo eléctrico adicional que, aunque pequeño a nivel individual, se acumula con el tiempo y puede impactar tanto en la factura de luz como en el consumo energético del hogar.

Este fenómeno, conocido como “consumo fantasma” o “consumo vampiro”, ocurre cuando los dispositivos siguen utilizando electricidad aun cuando no están activos. Diversos organismos especializados advierten que este tipo de consumo pasivo no es insignificante.

Según el Instituto para la Diversificación y Ahorro de Energía, en España, los aparatos en modo de espera o conectados sin uso pueden representar entre el 7% y el 11% del consumo eléctrico total de una vivienda, lo que equivale a unos 300 kWh anuales. Aunque un solo cargador no supone un gasto elevado, la suma de múltiples dispositivos conectados de forma permanente sí puede tener un impacto relevante.

El uso intensivo de celulares y otros dispositivos electrónicos ha convertido a los cargadores en elementos permanentes en enchufes de hogares y oficinas. Sin embargo, este hábito cotidiano suele pasar desapercibido en términos de consumo energético.

Incluso cuando no están cargando un dispositivo, los cargadores continúan recibiendo una pequeña cantidad de electricidad para mantener sus componentes internos activos.

Expertos explican que este consumo, aunque bajo, es constante. A lo largo de semanas o meses, puede traducirse en un aumento gradual en el gasto energético. Además, al sumarse con otros aparatos que permanecen enchufados —como televisores, computadoras o electrodomésticos en modo standby— el efecto acumulativo se vuelve más significativo.

Desde el punto de vista económico, el impacto puede variar según el número de dispositivos conectados y los hábitos del usuario. En hogares con múltiples cargadores y equipos electrónicos, el consumo fantasma podría acercarse al 10% del uso total de electricidad, una cifra que no siempre es evidente para el usuario, pero que sí se refleja en el recibo mensual.

Más allá del costo, también existen consideraciones relacionadas con la seguridad. Mantener un cargador conectado de forma permanente puede generar calor, especialmente si se trata de dispositivos de baja calidad o con desgaste. Este sobrecalentamiento, aunque poco frecuente, podría derivar en fallas eléctricas o incluso representar un riesgo de incendio en situaciones extremas.

Sin embargo, no todos los estudios coinciden en magnificar el impacto de este hábito. El Instituto Nacional de Estadística señala que el consumo de energía de un cargador sin estar en uso es muy bajo y, en muchos casos, casi imperceptible. Esta diferencia de criterios se explica porque el gasto individual de cada dispositivo es mínimo, aunque su efecto acumulado sigue siendo relevante.

En términos ambientales, reducir este tipo de consumo innecesario también puede contribuir a disminuir la demanda energética general. Si bien desconectar un cargador no generará un cambio inmediato significativo, adoptar este tipo de prácticas de forma generalizada puede ayudar a optimizar el uso de recursos y reducir el desperdicio de energía.

Por ello, especialistas recomiendan desconectar los cargadores y otros dispositivos electrónicos cuando no se estén utilizando, especialmente en hogares con muchos aparatos conectados. También sugieren el uso de regletas con interruptor, que permiten cortar el suministro eléctrico de varios equipos al mismo tiempo de forma sencilla.

En un contexto donde la eficiencia energética cobra cada vez más relevancia, pequeños hábitos como este adquieren mayor importancia. Aunque dejar el cargador enchufado puede parecer una acción inofensiva, su impacto acumulativo demuestra que incluso los consumos más discretos pueden influir en el gasto energético total del hogar.

Europa se prepara para afrontar las consecuencias de la escalada del conflicto en Oriente Medio, con un escenario marcado por el repunte de la inflación y la desaceleración del crecimiento económico originados por el encarecimiento del gas y del petróleo.

El ataque de Irán el pasado miércoles contra Emiratos Árabes Unidos y Catar, que provocó un incendio en la refinería de Ras Laffan, ha intensificado aún más la presión sobre los mercados energéticos. Como resultado, el gas natural para entrega a un mes en el mercado TTF de Países Bajos, referencia en Europa, ha aumentado este jueves un 17%, situando su precio en torno a los 63,75 euros por megavatio hora (MWh).

Desde que el 28 de febrero estalló el conflicto, el precio del gas europeo ha escalado en torno al 100%, pasando de los 32 euros a los 63 euros por MWh. En tanto que el barril de Brent, de referencia en Europa, ha subido más de un 60% hasta superar los 119 dólares.

Más subidas

Y todo apunta a que la remontada de precios continuará. “La guerra con Irán ha aumentado su nivel de escalada”, reconoce Norbert Rücker, director de Investigación Económica y Next Generation de Julius Baer. Argumenta que el riesgo de interrupciones prolongadas en el suministro energético se incrementa cuando el conflicto pasa del estancamiento comercial al cierre de plantas de producción y daños a la infraestructura.

“El ataque al centro de exportación de gas natural de Qatar eleva el nerviosismo en el mercado, y los precios del petróleo y el gas natural se disparan en consecuencia. Las incertidumbres han aumentado e incluyen la gravedad de los daños, las respuestas pendientes de los países del Golfo y la capacidad militar restante de Irán”, asegura.

Rücker incide en que a medida que aumenta el nivel de estrés, el activismo político excesivo y las restricciones comerciales “podrían intensificarse y prolongar el alza de los precios de la energía”.

Los bancos centrales de Europa se preparan para lo peor

En este escenario, los bancos centrales del Viejo Continente han empezado a mover ficha y a revisar su estrategia de política monetaria. Este jueves el Banco Central Europeo (BCE) ha decidido mantener los tipos de interés en el 2%, dejando atrás nuevas bajadas de tasas y preparándose para futuras subidas. El guardián del euro contempla en su escenario de referencia una subida de la inflación por encima de lo anticipado previamente, así como un ritmo de crecimiento del Producto Interior Bruto (PIB) de la zona euro más débil de lo avanzado el pasado mes de diciembre.

Las nuevas previsiones de los técnicos del BCE apuntan a que la tasa de inflación se situará, en promedio, en el 2,6% en 2026, frente al 1,9% del anterior pronóstico; mientras que el año que viene la subida de los precios en la eurozona será del 2%, dos décimas más de lo proyectado en diciembre; y del 2,1% en 2028, por encima del 2% de la previsión anterior.

El eurobanco explica que “la inflación se ha revisado al alza en comparación con las proyecciones de diciembre, especialmente para 2026, debido a la subida de los precios de la energía como consecuencia de la guerra en Oriente Próximo”.

Menor crecimiento

El conflicto también penalizará el crecimiento de la eurozona. Los expertos del BCE prevén que la expansión del PIB se situará, en promedio, en el 0,9% en 2026, tres décimas menos de lo anticipado en diciembre; el 1,3% en 2027, por debajo del 1,4% de la proyección anterior; y el 1,4% en 2028, confirmando en este caso la previsión precedente.

Esta revisión a la baja, sobre todo para 2026, reflejaría los efectos de la guerra en los mercados de materias primas, en las rentas reales y en la confianza en todo el mundo, apuntan desde el BCE. Vaticinan que una alteración prolongada del suministro de petróleo y gas “elevaría la inflación por encima y reduciría el crecimiento por debajo de las proyecciones del escenario de referencia”.

También el Banco Nacional de Suiza ha mantenido sin cambios sus tipos de interés en el 0% este jueves. Considera que las perspectivas de que los precios suban han aumentado debido al alza del coste de la energía derivada del conflicto en Irán, por lo que seguirá vigilando “de cerca” la situación y ajustará su política monetaria “si es necesario”, con el fin de garantizar la estabilidad de precios a medio plazo.

En la misma línea y por los mismos motivos, el Banco de Inglaterra mantuvo este jueves los tipos de interés en el 3,75%. El Comité de Política Monetaria de la entidad decidió por unanimidad dejar los tipos intactos, al prever que el índice de precios al consumo (IPC) “subirá a corto plazo por este nuevo choque a la economía”.

La entidad constató que “el conflicto en Oriente Medio ha provocado un aumento significativo de los precios globales de la energía y de otras materias primas”, lo que afectará al combustible doméstico e incidirá en los costes de las empresas británicas.

El banco se refirió especialmente a las consecuencias del cierre de facto del estrecho de Ormuz, controlado por Teherán, que afecta no solo el 20% del tránsito marítimo de petróleo y gas natural licuado, sino también de otras mercancías, con un impacto significativo en las cadenas de suministro.

“Hallar una salida” a la guerra

En este contexto, los líderes de la Unión Europea han pedido este jueves a Estados Unidos, Israel e Irán que pongan fin al conflicto que les enfrenta. Los jefes de Estado y de Gobierno de los Veintisiete, así como representantes de las instituciones europeas, han urgido a la desescalada en la región a su llegada a la cumbre de Bruselas y que está centrada en la respuesta a la crisis en Oriente Medio.

La alta representante de la Unión Europea para Asuntos Exteriores y Seguridad, Kaja Kallas, ha instado a “hallar una salida” que evite una mayor espiral belicista. “Los ataques de Irán sobre infraestructuras energéticas en Catar generan más caos. Está claro que necesitamos una salida de esta guerra, no una escalada”, ha reclamado la jefa de la diplomacia europea.

En la misma línea, el presidente francés, Emmanuel Macron, ha emplazado a una “desescalada rápida” en el conflicto y ha planteado una “moratoria” en ataques sobre infraestructuras y personas civiles. Por su parte, el canciller alemán, Friedrich Merz, ha pedido poner fin a un conflicto que ya está teniendo un efecto negativo en la economía europea por el “rápido incremento de los precios energéticos”.

También el presidente español, Pedro Sánchez, uno de los primeros líderes europeos en posicionarse de forma clara contra la ofensiva de Estados Unidos e Israel, ha reiterado que se trata de una guerra “ilegal” que, además de costar pérdida de vidas humanas, afecta a la economía y los ciudadanos ya empiezan a sufrir sus efectos.

Las renovables dan ventaja a España

España puede afrontar mejor la subida del precio de la energía que otros países de la UE debido a su despliegue de energías renovables que ha frenado el aumento de las facturas de electricidad y gas. La mayor parte de Europa se ve afectada por los altos precios del petróleo, el gas y los productos refinados, debido al cierre del estrecho de Ormuz, pero la diferencia radica en el precio de la electricidad.

España está menos expuesta a estas subidas porque tiene la ventaja de generar una gran parte de su electricidad a partir de fuentes distintas al gas natural. Además, el país ha tenido un invierno particularmente ventoso y lluvioso, lo que ha generado mucha energía eólica e hidroeléctrica.

A juicio del ministro español de Economía, Comercio y Empresa, Carlos Cuerpo, España se ha preparado estos años para disminuir el impacto de la subida de los precios del gas. Considera que la situación que atraviesa ahora el país no es la misma que en 2022, cuando estalló la guerra en Ucrania, entre otras cosas porque España se ha preparado, por ejemplo, para disminuir el impacto de la subida de los precios del gas sobre la electricidad de los consumidores.

Cabe recordar, señala el ministro, que en el año 2019, por ejemplo, tres de cada cuatro horas del día -el 75%- el precio de la electricidad venía marcado por el gas, mientras que en el año 2025 sólo ocurre el 19% de las veces. “En estas dos últimas semanas, España ha sido el país donde los precios de la electricidad dentro de Europa se han visto menos afectados por este shock y, por lo tanto, es un escudo que nos protege”, ha subrayado.

Luego del cierre definitivo de la Fábrica Argentina de Porcelanas Armanino (FAPA), la única productora en la Argentina de aisladores eléctricos, el gobierno nacional suspendió durante seis meses los aranceles antidumping que gravaban la importación de estos productos.

La decisión responde a la urgencia de abastecer a la red eléctrica nacional tras la salida de escena de un actor fundamental y busca evitar que la imposición de tributos aduaneros, vigentes desde 2015, se transforme en un obstáculo inmediato para el sistema energético argentino, según informó la resolución oficial publicada en el Boletín Oficial.

El caso adquiere particular relevancia dado que, según información de la agencia de noticias NA, fue la propia industria la que solicitó al Ministerio de Economía el levantamiento de las medidas que limitaban el ingreso de este insumo, que resulta fundamental para evitar fugas de electricidad y asegurar el funcionamiento seguro de la red.

FAPA procedió entonces a la liquidación total de su planta y el remate de toda su maquinaria. De acuerdo con la Cámara de la Industria Electrónica, Electromecánica y Luminotécnica (Cadieel), la firma cubría la totalidad de la producción argentina de aisladores de porcelana y abastecía aproximadamente el 70% del consumo aparente. Con su cierre, el mercado quedó completamente dependiente de la oferta extranjera, dado que ningún otro socio de CADIEEL elabora actualmente estos productos.

La resolución oficial que lleva la firma del ministro de Economía Luis Caputo, destaca que los aranceles, concebidos inicialmente para proteger a la industria local, ahora carecen de sentido, ya que la ausencia completa de oferta argentina convierte su aplicación en un factor de riesgo para la infraestructura eléctrica.

Es por eso que, por recomendación de la Comisión Nacional de Comercio Exterior (CNCE), se optó por suspender los derechos antidumping para evitar demoras en obras energéticas esenciales y reducir costos injustificados.

El documento oficial advierte: “La permanencia de la medida no solo carecería de objeto ante la inexistencia de producción nacional, sino que podría transformarse en un obstáculo para la estabilidad del servicio público eléctrico, afectando en forma notoria e injustificada el funcionamiento de una infraestructura crítica como lo es la red eléctrica”, conforme consignó la CNCE en la resolución.

A partir de la entrada en vigor de la Resolución 345/2026, las empresas dedicadas a la construcción y mantenimiento de redes eléctricas y transformadores en la Argentina pueden acceder a estos insumos sin los recargos que estuvieron vigentes desde 2015.

La decisión gubernamental involucra a los aisladores de porcelana de montaje rígido, de suspensión y pasantes para transformadores, productos cuyo ingreso ahora quedará liberado de penalidades aduaneras por seis meses para los orígenes China, Brasil y Colombia, precisamente en las posiciones arancelarias dirigidas a tensiones de hasta 60 kV.

Impacto sectorial

De acuerdo con el último reporte trimestral publicado por Cadieel que data de diciembre de 2025, el 44% de las empresas del sector experimentó una baja en su nivel de producción, con una merma promedio del 31% respecto al trimestre previo. Solo el 16% de las compañías logró incrementos y el 40% se mantuvo sin variaciones.

La tasa de utilización de la capacidad instalada (UCI) reflejó esta disparidad: durante el cuarto trimestre de 2025, cerca de un tercio de las firmas operaron entre el 41% y 60% de su potencial.

Respecto al empleo, el 68% de las compañías consiguió sostener el número de trabajadores, mientras que el 32% reportó recortes en su plantilla. Sin embargo, no se generaron nuevas fuentes laborales durante ese periodo.

Para los primeros dos meses de 2026, el sector anticipaba un horizonte de prudencia: el 57% de las firmas proyectaba mantener la producción, un 22% esperaba incrementarla y un 21% preveía descensos. En cuanto al empleo, el 72% de las empresas esperaba sostener la dotación, el 21% pronosticó bajas y, por primera vez en los últimos trimestres, un 7% aseguró que podría incorporar personal.

La publicidad habitual que vemos en almacenes de cadena, restaurantes, tiendas de ropa y demás podría dejar el papel a un lado para enfocarse en una solución más eficiente y de menor consumo: las pantallas con tinta electrónica.

Este dispositivo, presentando por Samsung, funciona bajo un concepto diferente al de una pantalla convencional, usando un método de bajo consumo energético, pero que mantiene la escencia de los carteles que vemos con ofertas e información en las tiendas que visitamos a diario.

Cómo funcionan las panallas de tinta electrónica

A diferencia de las pantallas convencionales, que requieren retroiluminación y un flujo constante de energía para mostrar imágenes. El e-paper es un dispositivo que utiliza un sistema de microcápsulas o moléculas que, al ordenarse, reflejan la luz ambiental y forman la imagen deseada. Una vez que el contenido queda fijado en el panel, el consumo de energía es nulo hasta que se decida cambiar la imagen.

“El único momento en el que el e-paper consume energía es cuando va a cambiar su contenido. Si yo tengo un contenido fijo y le quito la batería, el contenido sigue fijo y va a seguir fijo eternamente”, explicó Camilo Romero, director de negocios corporativos para Samsung Colombia:, en entrevista con Infobae.

Este funcionamiento permite que la pantalla se mantenga operativa durante meses con una sola carga, ya que la batería solo se utiliza para actualizar la información mostrada.

La pantalla aprovecha la luz del ambiente para ser visible, lo que la hace especialmente eficiente en espacios bien iluminados y reduce el gasto energético habitual asociado a la señalización digital. La tecnología no requiere conexión permanente a la red eléctrica, lo que facilita su instalación en casi cualquier lugar, sin necesidad de cables o cambios estructurales.

El modelo más reciente, presentado por la marca, utiliza materiales de bio-resina derivados de fitoplancton, con un 45 % de plástico reciclado y un 10 % de bio-resina en su carcasa. Esta innovación puede reducir las emisiones de carbono en el proceso de fabricación en más del 40 %, según la certificación del organismo internacional UL.

Casos de uso y ventajas frente al papel tradicional

La versatilidad del e-paper permite su uso en estanterías, mostradores, mesas o puertas, allí donde el papel ha sido indispensable hasta ahora. Con un formato similar al de una hoja A4 y solo 0,9 kilos de peso para el modelo de 13 pulgadas, el dispositivo puede instalarse y reubicarse con facilidad, adaptándose a campañas que requieren cambios frecuentes en la información.

Romero destacó que “una marca ya no tiene que pensar: ‘yo tengo que ir, montar una acometida eléctrica, mandar un cable, etc.’, sino simplemente es: cojo el producto, lo llevó donde necesito y cambio el contenido de manera remota casi que inmediata también”.

Esto elimina los pasos logísticos del papel: impresión, distribución, montaje y reemplazo físico, que suelen implicar gastos ocultos y demoras.

El ahorro económico no es solo en papel y tinta, sino también en tiempo y recursos humanos. Según estimaciones de la empresa, la digitalización de la cartelería puede representar ahorros de hasta un 45 % respecto a los procesos convencionales, considerando tanto materiales como horas de trabajo y transporte.

Además, el bajo peso del e-paper (entre 1,5 y 3 kilos según el modelo) permite su uso en superficies ligeras, sin necesidad de estructuras de refuerzo como ocurre con otras pantallas digitales, que pueden llegar a los 9 kilos.

Cómo es el consumo energético y la gestión de contenido

En lo que respecta al consumo de energía, el e-paper marca una diferencia radical. Mientras una pantalla electrónica tradicional puede requerir entre 20 y 30 vatios, el e-paper mantiene las imágenes fijas consumiendo cero vatios, y solo utiliza energía, proporcionada por una batería recargable similar a la de un teléfono móvil, cuando es necesario actualizar el contenido.

Una carga completa puede durar hasta 200 días si se realiza un solo cambio diario en la información mostrada.

La gestión de los contenidos es flexible y puede realizarse tanto de manera local como remota. El sistema permite actualizar la información desde una aplicación en el celular o mediante una plataforma en la nube, lo que facilita la operación en redes de tiendas o en ubicaciones dispersas.

La necesidad de vigilar el comportamiento de más de 12.600 gasolineras en todo el país llevará a la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia (CNMC) a emitir informes semanales que permitan detectar posibles prácticas abusivas en los precios del combustible. Esta medida forma parte de un paquete de acciones urgentes que el Gobierno planea presentar el viernes, con el objetivo de afrontar las consecuencias económicas derivadas del conflicto en Irán e impulsar una transición energética enfocada en la autonomía y el abaratamiento del suministro para la población, según informó Europa Press.

La vicepresidenta tercera y ministra para la Transición Ecológica y el Reto Demográfico, Sara Aagesen, explicó en declaraciones recogidas por Europa Press que el Ejecutivo presentará un conjunto de medidas orientado a promover el autoconsumo energético y el desarrollo de comunidades energéticas. Estas acciones buscarán, según la ministra, empoderar a la ciudadanía en la gestión de la energía, una práctica que no tenía presencia significativa en España hasta el año 2018. Aagesen remarcó que estos incentivos continuarán desempeñando un papel relevante tanto para pequeñas y medianas empresas como para hogares, con la finalidad de contribuir a la reducción de los costes energéticos.

De acuerdo con la información difundida por Europa Press, el nuevo plan gubernamental se enfocará en mantener el progreso hacia la transición energética, que, de acuerdo con la ministra, aporta mayor resiliencia ante la volatilidad de los mercados energéticos internacionales. El impulso al autoconsumo y a las comunidades energéticas se relaciona con la meta de hacer las facturas eléctricas más asequibles para los consumidores domésticos y empresariales, mientras se facilita un entorno menos dependiente de los combustibles fósiles.

En el contexto del conflicto en Irán, el Ejecutivo también prevé incentivar con mayor fuerza la electrificación de los sistemas de calefacción a través de herramientas como las bombas de calor. La ministra Aagesen subrayó que este tipo de tecnología todavía tiene margen de crecimiento en España y que su promoción será uno de los ejes del nuevo plan. Consideró la electrificación como un pilar esencial para concretar la transición energética y brindar señales claras tanto a los consumidores industriales como domésticos de que la electricidad representa la vía estratégica para el futuro energético nacional.

Europa Press detalló que, en línea con este objetivo, el Gobierno estudia posibles reducciones en la fiscalidad asociada al recibo de la luz, como el Impuesto Especial sobre la Electricidad, para fortalecer los estímulos hacia la electrificación. Pese a que la situación de España frente a la volatilidad de los precios resulta, a juicio de la ministra, "mucho menos vulnerable" que la de otros países, se mantendrá la estrategia de lanzar señales a favor de la producción eléctrica interna, aprovechando recursos nacionales como el sol y el viento, y evitando en lo posible la exposición a la dependencia de combustibles fósiles.

Sobre el impacto de los carburantes, la titular de Transición Ecológica descartó la reintroducción de bonificaciones generales como la de los veinte céntimos aplicada durante la crisis provocada por la invasión rusa en Ucrania. Argumentó que esa medida resultó regresiva y no alcanzó el impacto buscado. En su lugar, según publica Europa Press, se adoptarán medidas y actuaciones específicas para mitigar los efectos en sectores sensibles, como el agrario y el transporte. Asimismo, la CNMC mantendrá su labor de control con la posibilidad de tomar decisiones adicionales, de acuerdo a la evolución y la duración del conflicto en Irán.

El medio Europa Press recordó también que la vigilancia de los precios en las estaciones de servicio solo constituye un punto de partida y que el Ejecutivo prevé la capacidad de escalar o ajustar el alcance de las respuestas en función de las necesidades que surjan. De este modo, el paquete de medidas pretenderá garantizar que las oscilaciones internacionales no perjudiquen de manera desproporcionada a los consumidores y a los sectores clave de la economía nacional.

La política energética impulsada por el Gobierno sostiene que la península ibérica dispone de los recursos naturales necesarios para potenciar la generación eléctrica renovable. Europa Press citó las declaraciones de Aagesen, para quien la disponibilidad de sol y viento ofrece ventajas competitivas en la producción energética, a diferencia de la situación respecto a los combustibles fósiles, considerados una vulnerabilidad estratégica. Por ello, la apuesta por el autoconsumo y las comunidades energéticas busca consolidar una menor dependencia exterior y una mayor estabilidad en los suministros.

El Ejecutivo insistirá, de acuerdo a la información publicada por Europa Press, en reforzar este tipo de iniciativas entre los hogares, las pequeñas y medianas empresas y la industria. El objetivo central consiste en prolongar la senda de transformación estructural del sistema energético español, a través de políticas que garanticen precios justos y protejan a los usuarios ante coyunturas internacionales adversas.

La Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia (CNMC) ha detallado en el Senado su propuesta para trasladar a los consumidores eléctricos un coste adicional que oscila entre 25,2 y 42,5 millones de euros, con el objetivo de compensar a las empresas eléctricas que participaron en la recuperación del suministro tras el apagón que afectó a la Península Ibérica el 28 de abril de 2025.

Esta decisión, presentada este martes por la presidenta del organismo, Cani Fernández, durante su comparecencia en Senado, tiene su origen en la necesidad de establecer un precio de reposición durante los dos días que permaneció suspendido el mercado eléctrico. La propuesta de la CNMC implica que la reposición del sistema eléctrico español después del apagón del 28 de abril de 2025 supondrá un recargo de entre 10 y 18 céntimos por cada megavatio hora (MWh) consumido.

Este importe, que se percibe como un incremento concreto en la factura de la luz, cubrirá la compensación de los servicios prestados por las centrales de generación eléctrica involucradas, y será abonado de manera progresiva en un plazo máximo de doce meses por los casi 30 millones de usuarios del mercado eléctrico nacional.

Durante su intervención, Fernández señaló que la ausencia de un precio real de la electricidad durante los días en los que el sistema estuvo inactivo llevó a la CNMC a calcular una estimación basada en los costes variables del sector, empleando como referencia principal el coste marginal del gas natural.

El organismo ha cifrado el impacto total de la reposición del suministro entre 34,3 y 51,6 millones de euros, pero parte de este importe habría sido ya absorbido a través de los mecanismos ordinarios de liquidación activados durante la interrupción, lo que deja la cantidad pendiente de repercutir en los consumidores en la horquilla mencionada.

Cuánto cobrará cada tecnología

La CNMC ha definido que la indemnización por la reposición se repartirá entre las tecnologías que participaron en la recuperación: centrales de ciclo combinado, carbón, hidroeléctricas y bombeo. Para la mayor parte de la generación aportada por ciclos combinados, la CNMC ha fijado un precio de 119,49 euros por megavatio hora, frente a los 246 euros/MWh que propuso Red Eléctrica de España (REE). Esta decisión, según ha defendido la presidenta del regulador, atiende a parámetros “de mercado” y no incluye recargos extraordinarios más allá del precio del gas en Mibgas y el coste de las emisiones de CO2.

A raíz de esta metodología, las centrales de gas natural cobrarán 25,7 millones de euros por aportar 215.483 MWh durante el periodo crítico, una cifra que puede revisarse según la evolución de los datos. Para las centrales hidroeléctricas, a las que se reconoce una generación de 17.900 MWh fuera de su programa ordinario, la compensación se sitúa en 2,1 millones de euros.

Por su parte, el bombeo recibirá 0,35 millones de euros por 2.920 MWh aportados. En el caso del carbón, se aplicará un precio algo superior (en torno a 122 euros/MWh) para un total de 0,47 millones de euros. El cómputo global asciende a 28,62 millones de euros en compensaciones para las centrales de generación implicadas.

En relación con las interconexiones internacionales, aún queda por acordar con Francia el precio de la energía importada, mientras que con Marruecos el ajuste se ha realizado en especie, siguiendo el mecanismo bilateral de compensación de desvíos. Según estimaciones del operador del sistema español, el coste adicional por importaciones podría oscilar entre 5,6 y 22,9 millones de euros, lo que mantiene el coste total de la operación en un intervalo de 34,3 a 51,6 millones de euros.

No habrá responsables directos del apagón

Durante su comparecencia, Fernández ha aclarado que el informe final que prepara la CNMC no designará responsables directos del apagón, sino que se limitará a recoger conclusiones y recomendaciones para mejorar el sistema eléctrico español a corto, medio y largo plazo, tanto en su funcionamiento operativo como en su competitividad. Además, este análisis incluirá secciones sobre los mercados gasistas, de hidrocarburos, telecomunicaciones y ferroviario, abordando las enseñanzas extraídas del incidente.

Según ha subrayado Fernández ante el Senado, los posibles incumplimientos de obligaciones por parte de agentes del sistema antes, durante o después del apagón no se tratarán en el informe de la CNMC, sino que se resolverán en procedimientos sancionadores independientes.

Por lo que respecta a reclamaciones de usuarios, la presidenta ha recordado que la gestión de estas, en relación con la calidad del servicio, corresponde a las comunidades autónomas y no al regulador nacional, dejando abierta únicamente la vía judicial ordinaria para demandas por daños y perjuicios.

El Ministerio de Energía y Minas (MINEM) ha presentado un proyecto de Decreto Supremo para reglamentar las condiciones bajo las cuales se deben evaluar los casos de integración vertical en el sector eléctrico peruano, un cambio normativo que impacta directamente a Luz del Sur, principal distribuidora de Lima.

Una integración vertical ocurre cuando una empresa controla varias etapas de la cadena eléctrica, como generación y distribución. Esto es penado por ley, pues una empresa integrada verticalmente podría favorecer a sus propias unidades y limitar la competencia, afectando los precios y opciones para los usuarios.

Un cambio de reglas que mueve al mercado eléctrico peruano

En 1992, el Estado peruano promulga la Ley de Concesiones Eléctricas (Decreto Ley 25844), que prohíbe la integración vertical y divide el sector eléctrico en empresas de generación, transmisión y distribución.

Cinco años después, se promulga la Ley Antimonopolio y Antioligopolio del Sector Eléctrico (Ley 26876), que establece el control previo para las concentraciones eléctricas (integraciones y adquisiciones) a través del INDECOPI, pero no regula de forma estricta el crecimiento orgánico, es decir, crecer por inversión propia.

Luz del Sur, controlada por entonces por la estadounidense Sempra Energy, aprovecha este vacío normativo e inaugura en 2015 la greenfield Central Hidroeléctrica Santa Teresa I en Cusco, incursionando así en el mercado de generación tras solicitar permiso al INDECOPI.

Pero, para cuando Luz del Sur ya había sido adquirida por China Yangtze Power International (CYPI), el Congreso lanza la Ley 31112, que creó un único marco de control previo para todas las operaciones de concentración en la economía (industrias, bancos, etc.), derogando así la Ley 26876.

El problema está en que no derogó el artículo 13 que modifica el artículo 122 de la Ley de Concesiones Eléctricas. A partir de aquí, el MINEM pasaba a convertirse en el responsable de aprobar integraciones verticales por inversión propia, sin intervención previa del INDECOPI.

La era de Santa Teresa: Luz del Sur va por más greenfields en generación

Es bajo este escenario que Luz del Sur gesta el siguiente paso para su operación. La distribuidora comenzó a hablar públicamente sobre Santa Teresa II, de manera más destacada y detallada, hacia finales de 2023.

En ese periodo, la empresa, subsidiaria de China Three Gorges (dueña de CYPI), anunció los montos de inversión, que se estimaban en aproximadamente US$600 millones para un proyecto de 280 MW que debería iniciar su construcción hacia finales de 2026.

Pero ahora aparece la Resolución Ministerial N° 025-2026-MINEM/DM, que introduce nuevas reglas para la evaluación de integraciones orgánicas, estableciendo un umbral del 30% de participación en generación o distribución; si se supera, el caso debe notificarse a INDECOPI, que vuelve al ruedo.

“Desde 2021, Luz del Sur podía ir donde INDECOPI y preguntar si su operación estaba regulada. Le respondían que no, y así podían avanzar sin mayores trabas. El nuevo reglamento les impone una barrera adicional, por eso no les gusta”, dijo una fuente del sector.

Tampoco es su única inversión de generación en el horizonte: la empresa confirmó a Infobae Perú que evalúa el desarrollo de una nueva planta hidroeléctrica y un proyecto solar adicionales, aunque aclaró que todavía están en etapa de análisis interno y no tienen ubicaciones ni cronogramas definidos.

¿Barrera burocrática o claridad para invertir?

Luz del Sur encuentra innecesaria esta nueva reglamentación. La compañía asegura que la Ley 32249 —que modificó en enero de 2025 la Ley 28832, ley para asegurar el desarrollo eficiente de la Generación Eléctrica— ya obliga a todas las distribuidoras a licitar públicamente su demanda regulada.

Su gerente general Mario Gonzales señala que este tipo de concursos, supervisados por el Osinergmin, anulan la posibilidad de que una distribuidora favorezca a una generadora del mismo grupo, ya que la energía siempre se adjudica al postor que ofrezca el mejor precio.

Además, explica que la cuota de mercado de Santa Teresa II sería mínima (3% de la demanda nacional bajo escenario de estrés), por lo que no supone un riesgo de concentración.

Luz del Sur sostiene que su intención es generar eficiencias para fortalecer el sistema, no restringirlo, y que el mercado eléctrico peruano e INDECOPI ya cuentan con suficientes “salvaguardas”.

Es más, el propio MINEM reconoce en su proyecto de decreto que el riesgo ha sido mitigado, pero que debe regular el tema porque “así lo exige el artículo 122 de la Ley de Concesiones Eléctricas”.

“Estamos convencidos de que las reglas claras son el mejor incentivo para seguir apostando por la infraestructura energética que el Perú requiere”, cerca Gonzales. Pero ahora está la cuestión de su matriz.

El factor China en la integración vertical de Luz del Sur

Además de manejar el 100% de la distribución de electricidad en la capital peruana (China Southern Power Grid adquirió en 2024 el negocio de Enel en Lima norte), la participación del estado chino en el mercado de generación va más allá del 3% de Santa Teresa II.

Si se suman otras inversiones como Chaglla y San Gabán III (ambas de China Three Gorges Corporation), y las solares (Majes y Repartición) y eólicas (Marcona y Tres Hermanas) absorbidas por Luz del Sur a través de Inland Energy, la cuota china de mercado sube a cerca del 10%.

Para estas últimas operaciones, Luz del Sur sí tuvo que pedir permiso al INDECOPI bajo la Ley 31112 (al no tratarse de auto crecimiento). Hoy, son materia de una controversia por presunta falsedad de datos ante INDECOPI que derivó en una multa de S/5,5 millones, que podrían ser cargados a los clientes de sus próximas licitaciones.

“La cuestión es que ahora Luz del Sur pertenece a China y, aunque en los papeles figuren como empresas separadas, si en algún momento deciden fusionarse formalmente, ya no serían solo el 3%, sino mucho más”, indicó otra fuente del sector.

Para Rafael Laca, especialista de Enerkory, la propuesta del MINEM terminará como un filtro que podría volver el trámite más burocrático para los nuevos proyectos, por lo que, consideró, “el ministerio debería abstenerse y solo dedicarse a fiscalizar y regularizar lo necesario, sobre todo en un gobierno de transición”, dijo.

Sin embargo, también es cierto que la regulación actual de Perú analiza la concentración orquestada entre empresas y grupos económicos, no naciones, según el exdirector de Electricidad, Roberto Tamayo. Por tal motivo, sostiene, una evaluación de este tipo “es más un tema político que de competencia”.

“Hay muchas mineras chinas -grandes consumidoras de energía- que, a lo mejor, deciden contratar solamente con otras empresas, digamos, chinas. Ese sí es otro tema, pero está permitido por la ley”, añade.