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.

En medio de la peor crisis hídrica en la historia reciente del oeste de Estados Unidos, un grupo defensor del acceso a tierras públicas BlueRibbon Coalition, organización conservacionista con sede en Idaho, planteó una idea sin precedentes: construir 8 enormes plantas desalinizadoras frente a la costa de California, alimentadas con energía nuclear, para transformar agua de mar en recursos para la agricultura y así reducir la presión sobre el Colorado.

La iniciativa de BlueRibbon Coalition busca transformar la manera en que siete estados gestionan el suministro, en un contexto en el que los embalses más importantes, como Lake Powell y Lake Mead, enfrentan niveles mínimos históricos, lo que forzó debates urgentes sobre la supervivencia de la región, según informó el medio USA Today.

El plan, valuado en USD 40 mil millones, propone un nuevo sistema “real de agua”, en palabras de Ben Burr, director ejecutivo de BlueRibbon Coalition, y se presenta como respuesta a la magnitud del descenso en los embalses: a mediados de marzo, la superficie del Lake Powell se situó en 1.076 metros sobre el nivel del mar, una caída de casi 18 metros respecto de 2024, y unos 55 metros por debajo del máximo histórico alcanzado en 1983, conforme a datos citados por USA Today.

La organización sostiene que, dada la urgencia del déficit hídrico, esta alternativa debe ser considerada más allá de la polémica que despiertan sus dimensiones técnicas y financieras.

El modelo de BlueRibbon Coalition sugiere generar hasta 7.000.000 de acre-pies de agua dulce, suficiente para abastecer el consumo anual de dos o tres hogares estadounidenses por cada acre-pie, unidad equivalente a 1.233 metros cúbicos.

Para poner en perspectiva el impacto agrícola, la Universidad de Arizona constató que menos de media hectárea de cultivo de alfalfa puede consumir hasta 6 acre-pies anuales, y la mayor parte de las concesiones de agua de California, el estado con mayor derecho legal en el Colorado para riego agropecuario, se destina precisamente a este forraje exportado a países como China, Japón y Arabia Saudita.

Aunque la desalación es una estrategia utilizada en Medio Oriente e Israel, ningún país ejecutó un proyecto de esta escala. El consumo energético requerido es muy elevado. Un estudio de la Universidad de Tel Aviv detalla que las plantas israelíes consumen alrededor del 5 % de la electricidad nacional, e Israel mezcla los residuos salinos derivados en el mar para evitar efectos letales sobre la fauna acuática.

Además, el desafío logístico de transportar agua desde la costa hacia las zonas agrícolas del interior añadiría decenas de miles de millones de dólares al presupuesto inicial, según declaró Aaron Weiss, subdirector del Center for Western Priorities, organización de análisis ambiental con sede en Denver, a USA Today.

La sequía y la pugna interestatal agravan la crisis del Colorado

Las siete entidades —Arizona, California, Colorado, Nevada, Nuevo México, Utah y Wyoming— se reparten la gestión y uso del río Colorado, cuya cuenca experimenta desde hace décadas una sequía prolongada y temperaturas en ascenso.

El caudal descendente se redujo drásticamente este invierno, con escasez de nieve y altas temperaturas. Según Peter Goble, climatólogo asistente de Colorado: “Pronostico sequías más intensas y frecuentes”.

Mientras cada estado negocia sus derechos, millones de hogares y empresas dependen de la producción hidroeléctrica de los embalses. México y numerosas comunidades indígenas también tienen derechos sobre el recurso y voz en la gestión.

El peligro de alcanzar el “power pool”, el umbral mínimo que permite seguir generando electricidad, es una preocupación sobre el Lake Powell, de acuerdo con proyectistas federales citados por USA Today.

La gravedad actual no tiene precedentes en registros modernos, pero especialistas sostienen que era previsible. Eric Balken, director ejecutivo del Glen Canyon Institute, instituto especializado en restauración ecológica y que aboga por el desmantelamiento de la represa de Glen Canyon y la restauración natural del Colorado, declaró a USA Today: “Probablemente estamos ante una de las peores corridas de agua en la historia, en el peor momento posible. Es casi seguro que veremos algún tipo de colapso pronto en Lake Powell. Puede ser sin precedentes, pero es el desastre más previsible de todos los tiempos. Sabíamos que esto llegaría desde hace 20 años”.

Controversia política y debate sobre nuevas infraestructuras hídricas

La propuesta de BlueRibbon Coalition aparece en un contexto de cambios en las prioridades federales. Durante la presidencia de Joe Biden se implementaron subsidios temporales para compensar a agricultores por dejar de producir cultivos de alto consumo hídrico como la alfalfa. Con el regreso de Donald Trump a la Casa Blanca, la política federal giró hacia el impulso de proyectos de infraestructura de gran escala y una flexibilización de regulaciones ambientales, favoreciendo la inversión privada para abordar la crisis hídrica.

Burr argumenta que el clima regulatorio actual favorece la inversión privada, que anteriormente habría sido bloqueada por demandas ambientales, y que la solución debe asemejarse al esfuerzo federal que erigió las grandes presas del siglo XX.

No todos coinciden. Weiss, del Center for Western Priorities, describió la propuesta como inviable: “Nunca se ha considerado desalinizar agua a este nivel. No es audaz, es un disparate”. Weiss afirma que “no hay manera de que USD 40 mil millones se acerquen siquiera al valor real” y que la reducción del consumo es “la vía más rápida y sencilla”. Además, sostiene que los proyectos de nueva infraestructura tomarían décadas, cuando el colapso es inminente.

El gobernador de California, Gavin Newsom, no se pronunció sobre la propuesta de BlueRibbon, pero en una carta del 11 de febrero citada por USA Today reconoció que la reutilización del agua y la desalación serán imprescindibles: “Necesitamos gestionar con menos lluvia y nieve para abastecer a nuestras comunidades y granjas cada año. Es una realidad compartida que exige una solución compartida”.

El debate sobre el futuro del agua en el oeste estadounidense se centra entre la urgencia de medidas inmediatas, la viabilidad financiera y ambiental de las grandes obras, y la presión para redefinir el modelo agroindustrial.

Las cifras y advertencias de los últimos meses refuerzan la sensación de que el “anillo de bañera” blanco sobre las paredes de Glen Canyon, marca mineral del nivel original de Lake Powell, es tanto un testimonio físico del pasado como una advertencia de lo que podría llegar si no se redefine la gestión del recurso más escaso en el oeste de Estados Unidos.

En el Ripollès, la caída de un árbol sobre una línea de alta tensión ha dejado sin suministro eléctrico a 2.900 clientes, mientras las cuadrillas de Endesa se mantienen en labores para despejar la infraestructura y restaurar el servicio. Esta situación se integra en un contexto más amplio, ya que varios municipios de Girona afrontan interrupciones similares a consecuencia de las fuertes rachas de viento que afectan a la región desde el domingo, según informó Protecció Civil de la Generalitat a través de su canal de X.

De acuerdo con la información brindada por Protecció Civil, alrededor de 5.000 hogares continúan sin electricidad en distintas comarcas de Girona, resultado de la afectación registrada en siete líneas de media tensión. Este panorama responde principalmente a la caída de árboles y ramas u otros objetos que impactaron las instalaciones eléctricas, provocaron cortes y dejaron a numerosos usuarios sin suministro.

El medio informó que la compañía Endesa ha implementado refuerzos en los equipos operativos desplegados en el terreno y también en los recursos ubicados en el centro de control, con el objetivo de acelerar la respuesta ante las incidencias. Los técnicos concentran sus trabajos en las zonas más perjudicadas, intentando retirar los restos de árboles caídos y rehabilitar cuanto antes la red de distribución eléctrica.

La situación en el Ripollès destaca por el número de clientes afectados de manera puntual, aunque el problema se extiende a otras comarcas de Girona. Según publicó Protecció Civil, en total, las afectaciones dejaron sin luz a 5.031 usuarios en la tarde del domingo. La caída de ramas y árboles sobre las líneas representa la causa central detrás de los cortes, sumando también otro tipo de elementos desplazados por las intensas ráfagas.

Protecció Civil detalló a través de su canal en la red social X que la vigilancia y las labores de restauración se han intensificado ante el elevado número de incidencias reportadas. Los equipos de emergencia y los técnicos de la empresa distribuidora actúan coordinadamente para solventar cada uno de los incidentes y restituir gradualmente el suministro a los vecinos afectados.

Entre las medidas adoptadas por Endesa para hacer frente a la situación, la compañía incrementó los efectivos desplazados al área de mayor impacto, además de potenciar los recursos y personal del centro de mando para optimizar la gestión de las emergencias en tiempo real. La empresa priorizó la atención a las líneas con más usuarios afectados, siendo la seguridad de trabajadores y ciudadanos otro de los aspectos destacados en las intervenciones sobre terreno.

Las comarcas de Girona continúan registrando incidencias asociadas al viento, lo que mantiene la alerta entre los servicios de Protección Civil y las compañías suministradoras. Las autoridades reiteraron la importancia de reportar cualquier daño o situación de riesgo, mientras avanzan las tareas de reparación en las infraestructuras dañadas por las condiciones meteorológicas.

Miles de personas en el norte de Estados Unidos permanecen sin electricidad tras los vientos excepcionales que, desde el viernes, provocaron cortes de energía, daños materiales y al menos una muerte.

Las ráfagas más violentas golpearon la región de los Grandes Lagos, donde la tarde del viernes una velocidad máxima de 137 kilómetros por hora fue registrada en el aeropuerto Cleveland Burke Lakefront, mientras que el Aeropuerto Internacional de Pittsburgh reportó una marca de 106 kilómetros por hora, la cuarta marca más alta registrada para vientos no asociados a tormentas eléctricas.

El sitio de monitoreo energético PowerOutage.us, citado por The Associated Press, indicó que a última hora del sábado continuaban 346.000 clientes sin servicio eléctrico en Ohio, Pensilvania y Michigan.

Una serie de incendios forestales en Nebraska —alimentados por el viento— causó la única víctima fatal reconocida hasta el momento, según autoridades citadas por The Associated Press. El incendio denominado Morrill County arrasó al menos 1.880 kilómetros cuadrados en cuatro condados y destruyó una docena de estructuras, conforme informó la Agencia de Manejo de Emergencias de Nebraska.

Otras llamas, empujadas por ráfagas de hasta 105 kilómetros por hora, consumieron adicionalmente 580 kilómetros cuadrados, elevando el total de superficie afectada a cerca de 2.430 kilómetros cuadrados antes del mediodía del sábado. Ninguno de estos incendios pudo ser controlado debido a las condiciones adversas, agregó la entidad. El gobernador Jim Pillen recorrió personalmente algunas de las áreas devastadas.

Impacto de los incendios forestales en Nebraska

Entre los habitantes afectados, la situación generó preocupación por la calidad del aire y la pérdida de recursos. Chelle Ladely, residente de Sidney, contó a The Associated Press: “El humo invade el aire y de noche puedo ver el resplandor de los incendios en el horizonte”. Ladely detalló que agricultores locales, junto con la empresa agrícola de su padre, movilizaron camiones cisterna y suministros para asistir a los bomberos voluntarios en su tarea de combatir las llamas.

Las condiciones meteorológicas variables afectan lugares más allá de Nebraska. En Illinois, los vientos dañaron la techumbre de una escuela en Niles, suburbio de Chicago, y derribaron estructuras menores en Ohio y Pensilvania. Árboles y ramas cayeron sobre viviendas y automóviles desde Cleveland hasta Pittsburgh.

Mientras tanto, miles de ciudadanos asistieron a la celebración anual del Día de San Patricio junto al río Chicago, teñido de verde, pese a las temperaturas bajo cero y la amenaza de nevada.

Daños en otras regiones y celebraciones afectadas

El clima extremo abarca desde precipitaciones intensas en Hawái —donde una embarcación encalló en la playa de Kihei por las lluvias— hasta una proyección de calor de más de 37 °C en el área de Phoenix para la próxima semana.

La ciudad de Chicago enfrentará temperaturas cercanas a los menos 18 °C el martes, y Minneapolis podría registrar mínimas bajo cero.

Varias localidades de Minnesota ya declararon emergencias por nieve para el domingo, cuando se espera el mayor temporal de la temporada; el aviso también se extiende a Wisconsin y la península superior de Michigan.

Pronóstico y advertencias meteorológicas

El meteorólogo senior de la firma meteorológica AccuWeather, John Feerick, explicó a The Associated Press: “Es un fin de semana de clima muy activo. Es un patrón altamente amplificado, lo que significa que se generan numerosos extremos. No solo en los Estados Unidos continentales, sino que Hawái también está siendo azotada por fuertes lluvias en este momento”.

Feerick indicó que zonas fronterizas entre Wisconsin e Iowa podrían experimentar formación de hielo, lo que complicaría aún más la circulación vial en amplias zonas del norte del país.

La firma meteorológica AccuWeather advirtió sobre un “triple megatormenta de marzo” entre el domingo y el lunes, reforzando la alerta generalizada en una extensa franja del territorio estadounidense.

El ministro de Economía, Carlos Cuerpo, ha advertido que las cifras de inflación correspondientes a marzo reflejarán los efectos del alza en los precios energéticos provocados por la guerra en Irán, lo que supondrá una variación respecto al mes anterior. Según detalló Europa Press tras una entrevista con el titular de Economía en RNE, los datos todavía no incorporan el impacto del conflicto, pero el Gobierno ya anticipa que el entorno inflacionario se verá condicionado de cara al próximo informe mensual. Mientras tanto, el Instituto Nacional de Estadística (INE) sostiene que la bajada del precio de la electricidad ha permitido apuntalar la estabilidad de los precios al consumo durante el mes de febrero.

De acuerdo con el INE, el Índice de Precios de Consumo (IPC) registró en febrero una tasa interanual del 2,3%, la misma cifra que en enero. Este dato representa el cierre de un periodo de tres meses consecutivos en los que la inflación mostraba descensos. El informe señala que aunque subieron los precios en sectores como restaurantes, alojamientos y alimentos, el descenso experimentado en el coste de la energía eléctrica compensó estas alzas, contribuyendo al mantenimiento de la tasa global.

Tal como publicó el INE, los alimentos y bebidas no alcohólicas experimentaron un aumento interanual de precios del 3,2% en febrero, lo que supone dos décimas más en comparación el mes previo. Según la estadística oficial, esta subida responde a la falta de descensos en los precios de aceites, grasas, pescados y mariscos, productos que hace un año mostraron abaratamiento. El INE destacó que la estabilidad de estos precios en la actualidad ha influido en el repunte.

El informe detalla que el grupo de vivienda, que incluye los precios energéticos del hogar, registró una disminución de ocho puntos en su tasa interanual, situándose en el 1,9%. Este comportamiento se atribuye al abaratamiento de la electricidad respecto al año anterior. En contraste, el grupo de restaurantes y servicios de alojamiento subió tres décimas su tasa interanual, hasta el 4,8%, mostrando una aceleración en el ritmo de encarecimiento en estos servicios.

Según informó el Ministerio de Economía, Comercio y Empresa, la tendencia a la estabilización de la inflación se debe, principalmente, a esa caída en el precio de la electricidad, que ha logrado contrarrestar los incrementos en los sectores de restauración y alimentación. La cartera ministerial resaltó la importancia de estos factores a la hora de explicar la evolución del IPC.

En cuanto a la inflación subyacente, que excluye los productos energéticos y los alimentos no elaborados, el INE confirmó que se situó en el 2,7% en febrero; una décima más que en enero y el nivel más elevado desde agosto de 2024, cuando también alcanzó ese porcentaje. Esta subida refleja que los componentes más estables del consumo también han experimentado presiones al alza, lo que deja entrever un escenario de inflación menos condicionado por elementos volátiles.

A nivel mensual, la comparación entre febrero y enero muestra que el IPC aumentó un 0,4%, el mayor incremento en un solo mes desde octubre, momento en el que la subida fue del 0,7%. Entre las causas de esta variación mensual, el INE señala el encarecimiento de los precios de restaurantes y servicios de alojamiento en un 0,9%, seguido por el transporte, con una subida del 0,8% ligada al alza en los carburantes para vehículos personales. También los alimentos se situaron al alza en febrero, con un 0,6% más respecto a enero, impulsados por el mayor coste de frutas, frutos secos, hortalizas, legumbres y patatas.

El índice armonizado de precios al consumo (IPCA), utilizado para facilitar la comparación a nivel europeo, incrementó su tasa interanual en una décima hasta el 2,5%. Su variación mensual coincide con la del IPC nacional, situándose también en el 0,4%. Estadística subraya que estas cifras consolidan la tendencia observada en el primer tramo del año, aunque permanecen sujetas a posibles cambios en el marco internacional y en la evolución de los mercados energéticos.

El anuncio de que la guerra en Irán repercutirá en el coste energético de marzo mantiene la atención puesta en la evolución de los datos durante los próximos meses. El propio ministro Cuerpo reconoció que “veremos cómo termina el mes de marzo, que se verá afectada por esta subida de los precios energéticos”, tras señalar que la inflación en febrero se mantuvo en torno al 2,3%.

El informe del INE, según consignó el medio, coincide con los datos adelantados al cierre del mes pasado y confirma tanto la pausa en la tendencia bajista del IPC como los principales factores que la han motivado. Las cifras aportadas por el Instituto Nacional de Estadística proporcionan una fotografía detallada de la composición inflacionaria actual, mostrando el peso específico de la electricidad en la contención de la inflación y destacando los sectores económicos que continúan con presión al alza.

El organismo estadístico también ofrece una base para el seguimiento de las variaciones macroeconómicas en España, permitiendo anticipar las posibles repercusiones derivadas de las tensiones internacionales y de la evolución de los precios en las materias primas que afectan al mercado energético. La atención de los analistas y los responsables económicos se centra ahora en la evolución de los datos a publicar para el mes de marzo, que recogerán ya el primer impacto del contexto internacional en el coste de la energía.

La falta de poder adquisitivo también se nota en la calefacción para el 33% de los españoles y el 40% en la compra de carne y pescado. Durante 2025, el índice de solvencia familiar elaborado por la OCU ha experimentado una leve mejoría, pasando de 47,4 a 47,8 puntos. Este avance, observado por tercer año consecutivo, se basa en las respuestas de 3.907 familias de entre 25 y 79 años distribuidas en diferentes comunidades autónomas.

Según la organización Extremadura, Canarias y Baleares presentan los índices de solvencia más bajos, por debajo de los 46 puntos. Por el contrario, el País Vasco lidera el ranking con 50 puntos, seguido por Castilla y León y La Rioja. Aunque el porcentaje de familias con alto confort financiero ha crecido hasta el 43%, persiste un 13% con graves dificultades para afrontar cualquier gasto y un 44% con problemas en partidas específicas.

El estudio revela que a un 61% de los encuestados les resulta complicado ahorrar y que el 59% encontró dificultades para costear las vacaciones en 2025. Al analizar los gastos específicos, los tratamientos dentales encabezan la lista de partidas más difíciles de afrontar: el 49% de las familias lo señaló así. Siguen en la clasificación los gastos en gafas y audífonos (45%), automóvil (45%), hipoteca (42%), salud mental (41%), calefacción (33%) y suministros básicos como gas, luz y agua (29%).

Respecto a la alimentación, el 40% de las familias declaró problemas para permitirse carne o pescado, el 31% mencionó dificultades con frutas y verduras, y el 25% con productos como pan, pasta, arroz, aceite y lácteos.

La OCU pide reducir impuestos y acuerdos en vivienda

Frente a este panorama, la OCU solicita al Gobierno que elimine el IVA para los alimentos esenciales, entre ellos la carne y el pescado, que actualmente están gravados en un 10%. La organización de consumidores propone reducir el impuesto del 4% al 0% para ayudar a los consumidores ante la posible subida del IPC derivada de la situación internacional. En materia de vivienda, la OCU recuerda la importancia de facilitar acuerdos con los bancos para que las familias puedan renegociar sus hipotecas mediante ampliaciones de plazo o moratorias si tienen problemas de pago.

La guerra en Irán ya ha provocado un aumento significativo de los precios de la energía, elevando el riesgo inflacionario en España y anticipando subidas de precios en la cesta de la compra, como ya ha adelantado el Ministerio de Economía al presentar este viernes el dato del IPC para febrero. Los contratos europeos de gas natural en Ámsterdam (TTF) subieron más del 40% tras ataques a instalaciones en Qatar, mientras que la tensión en el estrecho de Ormuz, clave para el 20% del crudo mundial, amenaza con encarecer aún más el petróleo. Según Funcas, la inflación podría superar el 3% hasta verano, aunque esperan que descienda de nuevo al 2,5% a fin de año si el conflicto dura menos de tres meses.

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.

Tesla, la empresa fundada por Elon Musk, ha recibido la autorización para suministrar electricidad a hogares y empresas en todo el Reino Unido.

El regulador energético Ofgem (Oficina de Mercados de Gas y Electricidad) otorgó a Tesla una licencia formal de suministro que habilita a la compañía a proveer electricidad tanto a viviendas como a comercios en Inglaterra, Escocia y Gales.

La compañía prevé replicar en el Reino Unido el modelo que utiliza en Texas, donde opera bajo el nombre Tesla Electric y ofrece a los clientes la posibilidad de abastecer su hogar, vehículo eléctrico y comunidad con electricidad sustentable a bajo costo, según información oficial de la empresa.

La licencia concedida por Ofgem impide a Tesla ofrecer contratos duales de electricidad y gas. No obstante, la firma puede suministrar electricidad a clientes que cuenten con un acuerdo tarifario independiente para el servicio de gas.

Qué retos enfrenta Tesla en Gran Bretaña

Aunque Tesla ha obtenido la licencia para suministrar electricidad en Gran Bretaña, la autorización otorgada por Ofgem le impide ofrecer contratos duales de electricidad y gas a los hogares.

Esto significa que los clientes solo pueden contratar el suministro eléctrico con Tesla si cuentan con un acuerdo tarifario independiente para el servicio de gas.

La restricción limita la capacidad de la compañía para competir directamente con los proveedores tradicionales que suelen ofrecer paquetes combinados, lo que podría influir en la decisión de los usuarios al elegir su proveedor energético.

Cómo funciona Tesla Electric en Texas

Tesla Electric en Texas opera como un minorista de electricidad (Retail Electric Provider, REP) dirigido principalmente a propietarios de Tesla Powerwall y vehículos eléctricos.

La compañía ofrece dos planes principales: el Plan Dinámico, con tarifas variables según la hora del día, y el Plan Fijo, que mantiene precios estables e incluye noches con costos reducidos para la carga.

Tesla utiliza un sistema de tarifas inteligentes que permite a los usuarios optimizar tanto la carga de sus vehículos eléctricos como la de la Powerwall, favoreciendo el aprovechamiento de los momentos con tarifas más bajas.

Además, a través del programa Virtual Power Plant (VPP), los propietarios de Powerwall pueden vender energía almacenada a la red durante los picos de demanda, contribuyendo a estabilizar el sistema eléctrico y recibiendo compensaciones económicas.

El servicio está disponible en las regiones de Texas donde los clientes pueden elegir libremente su proveedor eléctrico. Según información oficial de la empresa, este modelo busca maximizar el consumo de energía limpia y ofrecer incentivos económicos a los usuarios que participan activamente en la gestión de la red.

Qué es la Powerwall de Tesla y cómo funciona

La Powerwall de Tesla es una batería doméstica de litio diseñada para almacenar energía eléctrica y gestionar el consumo en el hogar.

Este dispositivo permite acumular electricidad generada por paneles solares o proveniente de la red durante los períodos en que las tarifas son más bajas, para utilizarla posteriormente en momentos de mayor demanda o durante cortes de suministro.

El sistema opera de manera automática: la Powerwall detecta cuándo la energía solar es suficiente para abastecer la vivienda y almacena el excedente. Cuando la producción disminuye o la demanda aumenta, libera la energía acumulada para mantener el suministro eléctrico.

Además, la Powerwall puede integrarse con sistemas de gestión inteligente, permitiendo optimizar la carga y descarga según el precio de la electricidad y las necesidades del usuario.

Este producto es compatible con el programa Virtual Power Plant de Tesla, que habilita a los propietarios a vender energía almacenada de vuelta a la red en momentos de alta demanda, obteniendo créditos o compensaciones económicas y colaborando en la estabilización del sistema eléctrico.

*Tribuna de Diego Balverde, especialista en Finanzas Climáticas y Economista del Banco Central Europeo

El 28 de febrero de 2026 ocurrió algo más que un bombardeo sobre Irán. Ese día también se activó una reacción en cadena en el sistema energético mundial. En cuestión de horas, los mercados comenzaron a moverse como un mecanismo perfectamente conectado: primero reaccionó el petróleo, después el gas europeo y finalmente la electricidad.

Los datos muestran la magnitud del shock. Desde ese ataque inicial, el precio del Brent llegó a acumular subidas de entre el 65% y el 78% antes del nuevo salto registrado el 8 y 9 de marzo. La guerra todavía estaba comenzando, pero el mercado energético ya estaba en modo crisis.

El primer síntoma: la electricidad

El reflejo más visible del conflicto apareció en el mercado eléctrico. En España, el operador mayorista Operador del Mercado Ibérico de Energía (OMIE) registró el 9 de marzo un precio medio diario de 119,42€/MWh, con un máximo intradía de 217,77€/MWh. Un día después, el 10 de marzo, el promedio subió a 136,86€/MWh, con picos de 250€/MWh. Pero el dato más impactante aparece cuando se compara con el nivel previo al conflicto.

A finales de febrero, el precio rondaba los 14,5 €/MWh. La diferencia es brutal. En apenas diez días, el mercado eléctrico español pasó de ese nivel a más de 119 €/MWh. Eso implica un aumento cercano al 723%. En otras palabras, el sistema eléctrico pasó en pocos días de un entorno casi primaveral a un escenario de tensión geopolítica plena.

La cadena energética de una guerra

Para entender lo que ocurrió hay que mirar el orden en que reaccionaron los mercados. Primero reaccionó el petróleo. El motivo fue inmediato: el temor a que la guerra afectara al estrecho de Ormuz, uno de los corredores energéticos más importantes del planeta. Por ese paso marítimo circula aproximadamente una quinta parte del petróleo mundial.

Cuando los operadores comenzaron a descontar un riesgo real sobre esa ruta, el mercado reaccionó. El 8 de marzo, el Brent llegó a tocar 119,50 dólares por barril, su nivel más alto desde 2022. En esa misma jornada el Brent superó los 107 dólares y el WTI los 106 dólares, con subidas superiores al 16% en un solo día.

El segundo canal: el gas europeo

Después vino el segundo shock. El gas. Europa no produce suficiente energía para cubrir su consumo y depende de importaciones, especialmente de gas natural licuado (GNL). Cuando el conflicto comenzó a tensionar las rutas energéticas, el suministro global se volvió más incierto. A comienzos de marzo, la interrupción de flujos desde Qatar puso bajo presión las reservas europeas.

Al mismo tiempo, el mercado se enfrentó a un problema adicional: la competencia con Asia. Más del 80% del GNL exportado por Qatar termina en mercados asiáticos. Eso significa que cuando hay escasez o desvíos de buques, Europa debe competir directamente con Asia por los cargamentos disponibles. El resultado es simple. El precio del gas sube.

Y, finalmente, explotó la electricidad

La última pieza de la cadena fue la electricidad. En el mercado eléctrico europeo, el precio no lo fija la tecnología más barata. Lo fija la última tecnología necesaria para cubrir la demanda. Y esa tecnología suele ser el gas. Por eso, cuando el gas se dispara, la electricidad no sube lentamente. Salta. Ese mecanismo explica por qué el mercado eléctrico español pasó de 14,5€/MWh a más de 119€/MWh en apenas diez días. La guerra no llegó primero por la diplomacia. Llegó por la factura energética.

El escenario más peligroso: Ormuz bloqueado

El riesgo más temido por los mercados sigue siendo el mismo. Un bloqueo del estrecho de Ormuz. Si esa ruta quedara paralizada o parcialmente interrumpida, el impacto sería inmediato. Primero subiría el petróleo, porque el mercado empezaría a cotizar escasez física real. Luego subiría el gas, porque los flujos energéticos globales se verían alterados. Después subiría la electricidad en Europa. Y, finalmente, llegaría el efecto más silencioso. La inflación. Combustibles más caros. Transporte más caro. Alimentos más caros. En ese escenario, el shock energético se trasladaría rápidamente a toda la economía.

La verdad incómoda

La crisis energética de estas semanas revela algo que Europa prefiere no discutir demasiado. La transición energética no eliminó la geopolítica, solo cambió su forma. Europa puede liderar la agenda climática global. Pero mientras su sistema eléctrico dependa del gas en los momentos críticos, cada crisis en Oriente Medio seguirá apareciendo en las facturas eléctricas europeas.

Soluciones posibles

La lección que deja esta crisis es clara. Europa necesita reducir su vulnerabilidad energética. Eso implica varias decisiones estratégicas. Primero, acelerar la expansión de renovables acompañadas por sistemas de almacenamiento que permitan estabilizar la red eléctrica. Segundo, reforzar la infraestructura energética europea para reducir la dependencia de cargamentos de gas en mercados internacionales volátiles. Tercero, abrir un debate más realista sobre el papel de tecnologías de respaldo —incluyendo nuclear o hidrógeno— que permitan garantizar estabilidad del sistema. La transición energética no puede ser solo ambiental. También debe ser geopolítica.

Conclusión

Desde el 28 de febrero, cuando comenzó la guerra, el mercado energético hizo una traducción casi instantánea del conflicto. Misiles. Riesgo sobre Ormuz. Petróleo más caro. Gas europeo más caro. Electricidad mucho más cara en España y en Europa. La guerra del siglo XXI no siempre empieza en el campo de batalla. A veces empieza en el precio de la energía.

Una nueva iniciativa legislativa busca postergar el cumplimiento del retiro de cables en desuso o mal estado en las zonas urbanas del país. Se trata del Proyecto de Ley 13605/2025-CR, que propone extender hasta por dos años adicionales los plazos establecidos en la Ley N° 31595, publicada en 2022 y reglamentada en marzo de 2024.

Según la ley vigente, las empresas de electricidad y telecomunicaciones tenían un máximo de 24 meses, es decir hasta el 13 de marzo de 2026, para retirar el cableado aéreo que afecta la seguridad y el paisaje urbano.

Sin embargo, la nueva propuesta, impulsada por el congresista Jorge Mori Celis, busca que el sector privado disponga de más tiempo antes de ser sancionado. Las multas van desde 5 hasta 20 UIT (tope de 110.000 soles para 2026).

Proyecto de ley busca ampliar el plazo para el retiro de cables

El predictamen será debatido en la Comisión de Transportes y Comunicaciones del Congreso este lunes, apenas cuatro días antes de que inicie el régimen sancionador previsto originalmente.

De aprobarse luego en el Pleno, la medida retrasaría la posibilidad de sancionar a las empresas que incumplan la obligación de limpiar los espacios públicos de cables obsoletos, lo que implica que la contaminación visual y los riesgos para los ciudadanos persistirán mucho más allá del plazo original.

La Ley 31595 surgió ante la acumulación crónica de cables en postes y fachadas, un problema que no solo afea el entorno urbano, sino que también representa un riesgo para peatones y trabajadores públicos.

La superposición de cables de electricidad y telecomunicaciones, muchos de ellos sin titular identificado o pertenecientes a empresas que ya no operan, dificulta la gestión y crea vacíos de responsabilidad. La norma prohíbe además que el costo de retiro se traslade a los usuarios finales, una garantía que busca evitar abusos tarifarios.

Una prórroga que retrasa el régimen sancionador

El predictamen del Proyecto de Ley 13605, que también se encuentra en la Comisión de Energía y Minas, justifica la ampliación alegando la necesidad de ajustes técnicos y una ejecución progresiva y viable.

De acuerdo con la propuesta del congresista Jorge Mori Celis, la obligación de retiro, lejos de ser puntual, debe convertirse en un mecanismo permanente y coordinado, con cronogramas obligatorios, planes anuales y criterios de priorización territorial.

El texto también incorpora la posibilidad de retirar cables de terceros no identificados sin penalidad, y exige reportar cada retiro en un plazo de cinco días hábiles a las autoridades reguladoras.

Cables en desuso: un problema de gestión y responsabilidad

No obstante, la ampliación de plazos genera críticas desde sectores sociales, ambientales y técnicos. El Ministerio de Transportes y Comunicaciones (MTC) advierte que la postergación solo será útil si se acompaña de control digital y criterios de seguimiento claros.

El Ministerio del Ambiente (MINAM) y el Organismo de Evaluación y Fiscalización Ambiental (OEFA) insisten en que la fiscalización no debe debilitarse y que la ampliación no puede convertirse en excusa para la inacción.

En tanto, el Organismo Supervisor de Inversión Privada en Telecomunicaciones (OSIPTEL) subraya la importancia de la planificación técnica para no afectar la continuidad de los servicios, mientras que asociaciones empresariales sostienen que la magnitud del problema requiere coordinación institucional sostenida.

En la práctica, la propuesta legislativa favorece a las empresas concesionarias y posterga una solución efectiva frente a un problema que afecta la calidad de vida urbana y la seguridad ciudadana.

El precio del ‘pool’ se establece a través de un mercado de subasta en el que los generadores ofrecen la energía que producen y los distribuidores la compran antes de llevarla al consumidor final, al que se le añaden los costes adicionales de las comercializadoras. Así, se fija un precio por horas en función de la oferta y la demanda en ese intervalo de tiempo, llegando este martes a máximos de 250 euros por MVh entre las 21.00 y las 23.00 horas. El precio más bajo, por otra parte, se dará entre las 14.00 y las 15.00 horas, con 94,91 euros/MWh.

La incertidumbre sobre la continuidad del suministro tras el bloqueo en el estrecho de Ormuz como respuesta a los ataques de Israel y Estados Unidos a Irán explica el repunte del 14,6% en el precio diario de la luz respecto a los 136,86 euros por megavatio hora (MWh) registrados el lunes. Con este nuevo incremento, el ‘pool’ alcanza cotas no vistas desde el 17 de febrero de 2025.

Las subidas del gas se trasladan a la luz

Según fuentes del sector energético citadas por Europa Press, este incremento de precios responde en gran parte a la escalada en el valor del gas natural provocada por el conflicto, ya que ambos mercados guardan una estrecha relación. El precio del ‘pool’ eléctrico sube cuando lo hace el del gas porque muchas centrales eléctricas usan gas para generar electricidad. En el mercado, gracias a que el sistema de subasta establece precios marginales, se paga por la energía más cara que se necesita para cubrir la demanda, y normalmente esas son las centrales de gas.

Esto quiere decir que, cuando se necesita electricidad, se recurre primero las fuentes de energía más baratas y se hace uso de las centrales más caras según se necesite. El precio del último tipo de energía utilizado se usa como referencia, y ese es el precio que se paga por toda la electricidad, aunque las otras centrales sean más baratas.

El gas arranca la jornada con bajadas

Desde el ataque conjunto de Estados Unidos e Israel contra Irán el 28 de febrero, el gas acumula un aumento cercano al 70%. Al igual que el petróleo, el gas natural ha registrado alzas importantes debido al temor a interrupciones en el suministro energético como consecuencia de la inestabilidad en Oriente Medio.

El precio del gas natural de referencia en Europa ha comenzado la jornada de este martes en bolsa con una caída superior al 15,16%, situándose en 47,8 euros por megavatio hora, tras las declaraciones en las que el presidente de Estados Unidos, Donald Trump, manifiesta que la guerra con Irán podría finalizar pronto, generando expectativas positivas entre los inversores. En la sesión anterior, el gas natural había experimentado una subida del 5,6%, llegando a dispararse hasta un 30% en la apertura y alcanzando los 69 euros.

*Con información de agencias

La crisis energética en Perú provocada por la interrupción del transporte de gas natural de Camisea continúa generando cuestionamientos sobre la seguridad del sistema y la capacidad del país para enfrentar contingencias en su infraestructura energética. Tras el incidente ocurrido el 1 de marzo en el distrito de Megantoni, Cusco, que obligó a restringir el flujo del combustible hacia la costa, especialistas advierten que el problema no solo está vinculado al accidente, sino también a la falta de inversiones en el sistema de transporte.

Un reciente análisis del centro de estudios Síntesis Instituto sostiene que la interrupción del gasoducto operado por Transportadora de Gas del Perú (TGP) dejó al descubierto una vulnerabilidad estructural del sistema energético nacional. Según el informe, la dependencia del país de una sola infraestructura para transportar el gas de Camisea habría dejado expuesta a la economía a una crisis que podría afectar cerca del 45% de la oferta de electricidad del país, generando impactos en el mercado energético y en los costos de generación.

Falta de inversiones en el gasoducto habría dejado vulnerable al sistema energético

De acuerdo con el análisis, la emergencia generada por la interrupción del transporte de gas natural evidencia que el sistema no contaba con la infraestructura de respaldo necesaria para garantizar la continuidad del servicio en caso de fallas o incidentes técnicos.

El director ejecutivo del centro de estudios, Fernando Cáceres, señaló que el contrato de concesión del gasoducto establecía que la infraestructura debía operar con una disponibilidad cercana al 99%, además de contar con mecanismos que permitieran evitar paradas inesperadas en el sistema.

Entre las soluciones técnicas que suelen aplicarse en este tipo de sistemas se encuentra la construcción de “loops” o tramos paralelos de ductos, infraestructura adicional que permite mantener el flujo de gas incluso si ocurre una falla en una parte del sistema.

Según el instituto, este tipo de ampliaciones no se habrían desarrollado en los tramos más críticos del ducto que transporta el gas natural desde Camisea, a pesar de que desde el 2010 se autorizó ampliar la capacidad del sistema de transporte.

El incidente en el sistema de transporte ocurrió mientras se realizaban trabajos de mantenimiento en el ducto, situación que provocó una deflagración y obligó a reducir temporalmente el volumen de gas natural enviado hacia Lima y otras regiones del país. La restricción del suministro derivó en medidas de emergencia para priorizar el abastecimiento de hogares, transporte y servicios esenciales.

Crisis del gas impacta en el costo de generación eléctrica

La interrupción del flujo de gas natural de Camisea también ha generado consecuencias directas en el mercado eléctrico peruano, especialmente en el costo de generación de energía.

Ante la reducción del suministro de gas, varias centrales eléctricas han tenido que recurrir a combustibles alternativos como el diésel, una fuente de energía considerablemente más costosa. Este cambio ha provocado un incremento significativo en el costo marginal de la electricidad durante el periodo de emergencia.

Antes del incidente, el costo marginal de generación se ubicaba alrededor de 30 dólares por megavatio hora (MWh). Sin embargo, durante la contingencia, este valor ha llegado a ser hasta diez veces mayor, de acuerdo con estimaciones difundidas por el centro de estudios.

Este escenario ha comenzado a generar tensiones en el mercado eléctrico, especialmente entre las empresas generadoras que mantienen contratos de suministro con clientes libres, es decir, grandes consumidores de energía como industrias o compañías de servicios.

Según explicó Cáceres, algunas empresas generadoras han empezado a suspender temporalmente estos contratos debido al aumento de los costos de generación.

“Cuando estos contratos se suspenden, los clientes pasan automáticamente a comprar energía en el mercado spot, donde el precio puede ser hasta diez veces mayor. Si este fenómeno se generaliza, el impacto económico para empresas y consumidores puede ser muy severo”, indicó.

Frente a esta situación, Síntesis Instituto señaló que corresponde al Organismo Supervisor de la Inversión en Energía y Minería (Osinergmin) realizar una investigación técnica exhaustiva sobre el incidente registrado en el sistema de transporte de gas antes de aceptar que se trató de un evento de fuerza mayor.

El análisis señala que resulta relevante determinar las causas exactas de la deflagración, especialmente considerando que la propia empresa operadora informó que el incidente ocurrió mientras se realizaban labores de mantenimiento en el ducto.

“Sería prematuro concluir que estamos frente a un caso de fuerza mayor. Es indispensable determinar si la deflagración se debió a fallas en los protocolos de integridad del ducto, deficiencias en los sistemas de detección y prevención o incumplimientos de las obligaciones de seguridad”, señaló Cáceres.

De acuerdo con el instituto, si la investigación concluye que el incidente estuvo relacionado con fallas operativas o deficiencias en la gestión de la infraestructura, la empresa operadora del sistema podría enfrentar responsabilidades económicas por los efectos generados en el sistema eléctrico.

Entre los posibles impactos se encuentran los sobrecostos en la generación de electricidad, las pérdidas para empresas del sector energético y el encarecimiento del suministro para consumidores que dependen del mercado spot durante la emergencia.

La escalada de la guerra en Irán afecta al bolsillo de los españoles. El precio mayorista de la electricidad en España alcanza este martes su nivel más alto en un año, desde que el 17 de febrero de 2025, el pool marcó 138,17 euros por megavatio hora, según los registros del operador del mercado ibérico de electricidad (OMIE) que sigue Efe. Así, este martes se producirá un incremento del 5% que situará el precio medio en 136,86 euros por megavatio hora (MWh).

Esta subida marca la tercera jornada consecutiva de aumentos en el mercado mayorista español y supera el anterior máximo de 129,86 euros/MWh registrado el 19 de enero de 2026. La cotización media diaria de la electricidad en el mercado mayorista ha escalado un 14,6% respecto a la tarifa del lunes, situada en 119 euros/MWh. Los máximos de este martes se han fijado en 250 euros/MWh entre las 21.00 y las 23.00 horas, con mínimos de 94,91 euros/MWh entre las 14.00 y 15.00 horas.

No se puede obviar en esta evolución del precio de la electricidad la inestabilidad geopolítica que estamos viviendo por la guerra en Oriente Próximo. El investigador principal del Real Instituto Elcano, Gonzalo Escribano, ha señalado en declaraciones a EFE que “la situación que ha originado la guerra en Irán no pinta bien para los mercados energéticos en Europa”, y ha anticipado que “las subidas de precio ya van a ser difíciles de contener” mientras persistan las tensiones internacionales.

La escalada de precios se refleja en las subidas del gas natural en los mercados como consecuencia directa de la inestabilidad tras el ataque militar del 28 de febrero de Estados Unidos e Israel sobre territorio iraní. El índice TTF holandés, referencia clave para el mercado europeo del gas, se mantenía este lunes por encima de 61 euros/MWh, lo que implica un aumento de más del 14%. Al mismo tiempo, el Mercado Ibérico del Gas (Mibgas), principal termómetro para el mercado español, cotizaba a 51,65 euros/MWh, tras crecer un 2,1%.

Este funcionamiento del mercado eléctrico mayorista es resultado de un sistema de subasta gestionado por un algoritmo que organiza las ofertas de venta y compra de electricidad por precio, siendo la opción más cara la que termina fijando el importe final. Así, la demanda en determinados momentos puede hacer que se utilicen fuentes más costosas, como el gas natural, en detrimento de alternativas más económicas como las renovables.

La pérdida de influencia del ‘pool’ y los hogares en tarifa regulada

El precio mayorista de la luz, a pesar de su visibilidad, no refleja completamente el importe que abonan los consumidores acogidos a la tarifa regulada, conocido como Precio Voluntario para el Pequeño Consumidor (PVPC). Desde 2024, el método de cálculo del PVPC se basa en una combinación de precios a medio y largo plazo para suavizar las variaciones del mercado diario, sin abandonar los incentivos al ahorro derivados de las referencias a corto plazo.

La correlación entre el PVPC y el precio del pool se ha reducido progresivamente. En 2026, la vinculación a los mercados de futuros ya representa un 55% del cálculo final. No obstante, estos aumentos de precio impactan directamente en unos ocho millones de hogares acogidos al PVPC, mientras que los consumidores del mercado libre experimentan las subidas en función de sus contratos particulares con las comercializadoras, según datos recogidos por Europa Press. Además, al precio mayorista hay que añadir los costes fijos derivados de peajes, cargos y ajustes del sistema, que completan la factura final para los usuarios.

En medio de la crisis por el desabastecimiento de combustible que afecta al país tras la falla en el ducto de gas natural, en Megantoni, Cusco, el Gobierno lanzó la campaña #ElPoderDeApagar para promover el uso responsable de la energía en los hogares y centros de trabajo.

El Ministerio del Ambiente (Minam) busca con esta inciativa sensibilizar a la ciudadanía para que aplique medidas simples y efectivas de ahorro energético por los próximos días.

“Cada sol que ahorramos en energía es fruto del esfuerzo de las familias peruanas y también una contribución concreta al cuidado del planeta”, dijo la ministra Nelly Paredes del Castillo en declaraciones a la prensa.

La campaña insiste en que apagar luces que no se utilizan, desconectar cargadores o regular el uso de electrodomésticos ayuda a reducir el consumo innecesario y aporta a la economía familiar.

El Minam compartió recomendaciones prácticas: apagar monitores y equipos electrónicos, desconectar cargadores una vez completada la carga, evitar dejar electrodomésticos en modo de espera y regular el uso de hornillas eléctricas.

Además, se advierte sobre el “consumo fantasma” de aparatos conectados que, aunque apagados, siguen consumiendo energía.

Estas acciones, difundidas a través de redes sociales y plataformas digitales, buscan transformar rutinas cotidianas en una respuesta colectiva ante la crisis.

La campaña #ElPoderDeApagar cuenta con el respaldo de instituciones públicas y aliados estratégicos, en un esfuerzo coordinado por fortalecer la ecoeficiencia y el cuidado de los recursos. El objetivo es claro: que cada familia y empresa en Perú participe activamente en la reducción del consumo eléctrico para enfrentar la emergencia y construir hábitos sostenibles.

Medidas de emergencia

La falla en el ducto de Camisea provocó una serie de medidas de emergencia. El presidente José María Balcázar y ministros del Estado viajaron a la zona para supervisar el restablecimiento del transporte de gas natural.

La prioridad es asegurar el abastecimiento para más de 2 millones de hogares en Lima y Callao, así como para los servicios esenciales. De esta manera, se evitará una crisis aún mayor en el territorio nacional.

Medidas de emergencia en Lima y Callao

• Ante la emergencia en el suministro, el Gobierno ha dispuesto un proceso de racionalización del gas natural con un objetivo claro: garantizar que el recurso llegue primero a quienes más lo necesitan.

• La racionalización permite ordenar el uso del gas, optimizar su distribución y asegurar el suministro durante la emergencia poniendo en el centro a las familias y servicios esenciales como salud, transporte público masivo y otras industrias complementarias.

Medidas de continuidad laboral y económica

• Se dispondrá el teletrabajo en el sector público en Lima v Callao durante el periodo de contingencia.

• Se promoverá que empresas del sector privado adopten modalidades de teletrabajo.

• Se promoverá el adelanto de vacaciones en industrias afectadas

Medidas de educación

• Se dispondrá clases en modalidad remoto en todos los niveles educativos en Lima y Callao por una semana. La medida aplicará para: Colegios, institutos y Universidades privadas.

Medidas de protección a las familias

• Se incrementará el vale FISE para la compra del balón de gas de 10 kg. El vale pasará de S/20 a S/30 por un periodo de 30 dias La medida beneficiará a 1.3 millones de hogares, lo que representa aproximadamente 5 millones de peruanos.

Medidas energéticas para garantizar abastecimiento

• Se aprobará un dispositivo legal que permitirá liberar reservas de combustibles para reforzar el abastecimiento interno. El Ministerio de Energía y Minas autorizará esta liberación, así como la flexibilización de la mezcla de combustibles con biocombustibles y otras exigencias en la producción de hidrocarburos, a fin de ampliar la disponibilidad en el mercado.

•El racionamiento de gas natural asegurará el suministro de actividades esenciales como: Salud, Industrias alimentarias, Servicios básicos, Telecomunicaciones Transporte y logística, Sistema financiero, Continuidad del proceso electoral o Seguridad y orden interno.

Medidas de apoyo en el transporte

• Se implementará una medida de compensación para taxistas con vehículos convertidos a gas natural

• El Estado cubrirá el pago mínimo mensual de la deuda por conversión durante el periodo de contingencia. Este costo será asumido por el Fisco en beneficio de 165 mil vehículos convertidos.

Control y fiscalización para evitar especulación

• INDECOPI intensificará el monitoreo en grifos para evitar especulación y acaparamiento de combustibles.

•OSINERGMIN reforzará la supervisión del abastecimiento y distribución de combustibles.

• Se precisará en el Código de Protección al Consumidor que el acaparamiento durante situaciones de emergencia constituye infracción grave, con sanciones correspondientes.

El BCE advertía a principios de esta semana sobre la posibilidad de que la situación en Oriente Próximo provoque un incremento de los precios energéticos en la Unión Europea. Philip Lane, economista jefe del Banco Central Europeo, afirmaba el martes que si persiste la inestabilidad, la zona euro podría enfrentarse a una subida de precios vinculada a problemas en el suministro de energía y a la incertidumbre en los mercados financieros.

Este viernes, sin embargo, la Directora General de Energía de la Comisión, Ditte Juul Jorgensen, aseguraba que considera que el impacto del conflicto en Oriente Medio sobre los mercados energéticos será “manejable”, y que no se prevén riesgos para el suministro, al menos por ahora y a pesar de la volatilidad provocada por la suspensión del transporte por el estrecho de Ormuz, por el cual actualmente solo pueden navegar embarcaciones chinas. Es la conclusión a la que ha llegado el Ejecutivo europeo tras la primera reunión del nuevo grupo de trabajo de la Unión Energética sobre Seguridad, convocada con el propósito específico de evaluar la evolución del sector ante la escalada de tensiones en la región.

“No existen actualmente preocupaciones sobre la seguridad del suministro”

Desde Bruselas, la directora general de Energía de la Comisión Europea, Ditte Juul Jorgensen, ha recalcado que la volatilidad de los precios “refleja incertidumbre más que realidades del mercado”, asegurando también que la Unión Europea dispone de los mecanismos necesarios para enfrentarse a estas alteraciones, incluso con el peso que representa la importación de energía en el continente. Los últimos datos sitúan los depósitos de gas de la Unión Europea en torno al 30%, un porcentaje que se considera suficiente para afrontar la temporada invernal. En este contexto, no se contemplan medidas extraordinarias, ya que no existen señales de escasez en el suministro.

En el caso de España, la exposición directa a las consecuencias del cierre del estrecho de Ormuz es reducida. Solo el 5% del petróleo y el 2% del gas natural licuado que llegan al país atraviesan ese corredor estratégico. La mayor parte del petróleo procede de Estados Unidos, Brasil y México, mientras que Argelia y Estados Unidos encabezan el suministro de gas a la península.

El Ejecutivo comunitario ha insiste: “No existen actualmente preocupaciones sobre la seguridad del suministro” de petróleo y gas, gracias a una red de proveedores repartidos por todo el mundo. Esta diversificación, según la Comisión, permite al bloque afrontar con mayor solidez cualquier episodio de tensión internacional que pueda surgir. En paralelo, los precios del gas en el mercado de referencia europeo, el índice TTF, se encuentran estables cerca de los 50 euros por megavatio hora, después de los altibajos observados en jornadas anteriores.

Por otro lado, aunque las reservas de gas en la Unión Europea han experimentado un descenso tras el invierno, las previsiones apuntan a que existe margen suficiente para reponer los niveles en los próximos meses. En este sentido, la Comisión Europea recuerda que la infraestructura del continente cuenta con una capacidad estratégica de almacenamiento de 100.000 millones de metros cúbicos de gas, a lo que se suma la posibilidad de regasificar hasta 250.000 millones de metros cúbicos de gas natural licuado, aunque esta última solo se emplea parcialmente.

Entre las herramientas puestas en marcha para proteger el suministro, Bruselas mantiene activa la Plataforma Energética de la Unión Europea, un mecanismo de cooperación creado en 2022 que facilita la compra conjunta y el almacenamiento coordinado de gas entre los Estados miembros. Esta plataforma se complementa con una red de contactos internacionales que incluye a socios clave en Asia, como Japón y Corea del Sur, además de acuerdos con países proveedores y empresas del sector energético.

Luego de la ruptura de una tubería de gas de Camisea, el Perú ha puesto en marcha el racionamiento del gas natural en todo el país, el cual afecta primeramente a los autos particulares, taxis y vehículos de carga, a los cuales se les ha puesto restricción para poder adquirir GNV (gas natural vehicular).

Mientras, el gas natural para consumo en casas, transporte públicos y los demás no será afectado y se continuará con al abastecimiento normal. Sin embargo, al menos por dos semanas esta situación se mantendrá, hasta que se arregle el tubo y el Perú pueda retornar a la normalidad.

Sin embargo, en este contexto sale otra incógnita: ¿Qué pasará con la electricidad? El Ministerio de Energía y Minas (Minem) informó que desde el Comité de Operación Económica del Sistema Interconectado Nacional (COES-SINAC) se ratificó que el país cuenta con capacidad suficiente para atender la demanda de electricidad sin restricciones, pero si bien el mismo COES lo ha reconocido, también sugirió que en esta situación el Perú se encuentra vulnerable a cortes. ¿Por qué?

Perú asegura abastecimiento de electricidad

El Minem informó que ya “las centrales térmicas duales iniciaron gestiones para reponer el stock necesario para la generación de energía”. ¿Qué dijo el COES?

En un comunicado publicado en LinkedIn, el comité informó que, antes la indisponibilidad temporal de gas natural, este organismo ha dispuesto la operación de todos los recursos de generación térmica disponibles que utilizan diésel, con el objetivo de atender la demanda del Sistema Eléctrico Interconectado Nacional (SEIN).

“En condiciones normales, la matriz de generación permite cubrir la demanda eléctrica sin inconvenientes. En el contexto actual, el uso de generación térmica a diésel permite continuar abasteciendo el suministro eléctrico a nivel nacional", aseguró.

Sin embargo, el COES sí sugiere que el Perú se encuentra vulnerable a cortes, dada la operación bajo este mecanismo. “No obstante, mientras el sistema opere bajo este esquema excepcional, la ocurrencia de una contingencia de magnitud relevante en instalaciones de generación o transmisión podría originar restricciones temporales de carga, conforme a los procedimientos técnicos vigentes”.

Es decir, que si ocurriera algún accidente o evento adverso en instalaciones de generación o transmisión se podrían originar cortes de electricidad. Sin embargo, por eso, “el COES mantiene el monitoreo permanente de la operación del SEIN y coordina de manera continua las acciones necesarias para la atención de la demanda eléctrica”.

Las acciones del Gobierno

El Ministerio de Energía y Minas (Minem) informa que el Estado viene implementando acciones inmediatas y coordinadas para atender la emergencia generada por la deflagración registrada en el sistema de transporte de gas natural.

Así, en articulación con las entidades competentes y las empresas del sector energético, se viene brindando el apoyo logístico necesario a la empresa Transportadora de Gas del Perú (TGP), responsable de las labores de reparación en el tramo afectado.

De igual manera, a través de las Fuerzas Armadas, el Estado ha puesto a disposición los recursos aéreos que se requieran para facilitar el traslado de personal técnico, maquinaria especializada y equipos hacia la zona de intervención, a fin de contribuir al restablecimiento de las operaciones en el menor plazo posible.

Pero lo nuevo es que “el Ejecutivo viene trabajando en la aprobación de un decreto que permitirá a las empresas del sector industrial utilizar combustibles alternos de manera inmediata, con el objetivo de asegurar la continuidad de actividades productivas, mientras se implementa la racionalización temporal en el transporte de gas natural”.

Miles de minas de carbón abandonadas en Estados Unidos podrían tener una nueva utilidad: convertirse en enormes depósitos subterráneos para almacenar energía renovable. Investigadores del Oak Ridge National Laboratory (ORNL) desarrollaron herramientas de modelado avanzado que allanan el camino para transformar estos sitios en instalaciones de almacenamiento hidroeléctrico por bombeo, conocidas como “baterías de agua”.

Qué es una “batería de agua” y cómo funciona

El almacenamiento hidroeléctrico por bombeo (Pumped Storage Hydropower, PSH) funciona como una batería gigante. Cuando la energía es abundante y barata, por ejemplo durante horas de sol o viento, se utiliza para bombear agua desde un depósito inferior a otro situado en una posición más alta. Cuando la demanda de electricidad aumenta, el agua se libera y, al caer, pasa por turbinas que generan electricidad.

Actualmente, más del 90% del almacenamiento de energía a gran escala en Estados Unidos proviene de este sistema. Sin embargo, la expansión de la tecnología ha estado limitada por la necesidad de montañas o elevaciones importantes, ya que la diferencia de altura es clave para la eficiencia del proceso.

La innovación: llevar la tecnología bajo tierra

El avance logrado por ORNL permite trasladar este sistema bajo tierra, aprovechando los profundos túneles y pozos de las minas de carbón abandonadas como depósitos inferiores. De esta manera, la tecnología podría implementarse en regiones planas donde antes era inviable.

Además de abrir nuevas regiones para el almacenamiento energético, utilizar la infraestructura existente de las minas reduce significativamente los costos de construcción y acelera la puesta en marcha de los proyectos. Esto también representa una oportunidad de revitalización para comunidades afectadas por el cierre de la actividad minera.

Convertir una mina en una “batería de agua” implica superar desafíos técnicos considerables. El entorno subterráneo es químicamente activo y estructuralmente complejo. El agua en movimiento puede interactuar con minerales residuales, generando corrosión y dañando las turbinas o el sistema de bombeo.

Las nuevas herramientas de modelado desarrolladas por ORNL permiten simular con precisión cómo se comportará el agua dentro de los túneles y cómo afectará a los materiales. Esto ayuda a anticipar riesgos de corrosión y a diseñar sistemas más resistentes y duraderos.

Por otra parte, el modelo permite evaluar la integridad estructural de las minas, determinando si la presión del agua y el movimiento rápido podrían provocar fracturas o derrumbes en las paredes. Abordar estos desafíos es fundamental para garantizar la seguridad y la viabilidad del sistema.

Análisis económico y futuro del proyecto

El siguiente paso del equipo de ORNL será realizar un análisis técnico y económico integral. Las herramientas desarrolladas permitirán a las empresas del sector energético evaluar riesgos y tomar decisiones informadas sobre el diseño y operación de cada instalación, adaptándose a las condiciones específicas de cada mina.

También se prevén análisis de eficiencia para definir las mejores prácticas en la construcción y gestión de estas nuevas instalaciones de almacenamiento. Si los resultados son positivos, las minas de carbón que en su momento impulsaron la industrialización podrían convertirse en piezas clave para estabilizar una red eléctrica basada en energías limpias y renovables.

La investigación de ORNL propone transformar un pasivo ambiental en un activo estratégico para el futuro energético, abriendo la puerta a una transición más rápida y segura hacia un sistema eléctrico sostenible.

La falta de suministro de GNV golpea duramente a los taxistas. En sus testimonios, revelan cómo el cambio a gasolina reduce sus ganancias a la mitad y la dificultad que enfrentan al intentar ajustar las tarifas, ya que los pasajeros se niegan a pagar el incremento.

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Panorama que se vive en grifos de Jesús María a esta hora del día a raíz del desabastecimiento de GNV a nivel nacional. El quiebre de una tubería de transporte de gas natural en el Cusco generó que se declare en emergencia el sector energético.

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En un grifo ubicado en el distrito de La Victoria se formó una cola de 10 cuadras de autos que esperan surtir de gas natural ante el desabastecimiento

Molestia entre conductores en grifo de San Martín de Porres por desabastecimiento de gas natural para vehículos menores

En un grifo de la av. Tomás Valle en San Martín de Porres hay molestia por parte de los conductores por el racionamiento de GNV. Según lo que dijo el Miinem, esta situación se extenderá por 14 días

En Pueblo Libre se puede ver seis cuadras de autos esperando por surtir de GNV. Les dijeron que desde las 6 a.m. atenderán, pero pasada esa hora todavía no suministraban el combustible. Los taxistas con vehículos ligeros son los más perjudicado con este racionamiento.

Qué pasó con el gas de Camisea

El proyecto Camisea es una de las fuentes más importantes de gas natural en Perú, situado en la región de Cusco. Recientemente, entre el 1 y 2 de marzo de 2026, un incidente grave afectó el suministro: se produjo una fuga y una deflagración (explosión con llama visible) en el ducto de líquidos de gas natural, ubicado en el kilómetro 43 del distrito de Megantoni, provincia de La Convención.

Emergencia nacional: El Ministerio de Energía y Minas (MINEM) declaró en emergencia el suministro de gas natural en todo el país por un periodo inicial de 14 días, priorizando la atención al mercado interno y restringiendo la venta de gas natural vehicular (GNV) para vehículos particulares en Lima. La prioridad la tienen los hogares y el transporte público masivo Gobierno declara emergencia, Gas natural en emergencia.

Afectación a la generación eléctrica: La suspensión del transporte de gas ha dejado fuera de funcionamiento a casi todas las plantas termoeléctricas a gas en Lima y alrededores. El precio de la electricidad se disparó en el mercado mayorista, pasando de un rango habitual de 30-40 dólares/MWh a más de 200 dólares/MWh. Para asegurar el suministro eléctrico, se activaron todas las centrales de respaldo a diésel, lo cual eleva considerablemente los costos de generación Se rompió el ducto de Camisea.

Impacto en el transporte y economía familiar: La restricción de GNV afecta especialmente a taxistas y conductores de vehículos livianos, que deberán usar gasolina, mucho más cara que el gas. Para los taxistas, esto significa triplicar el gasto mensual en combustible, lo que se trasladará al alza en las tarifas de los taxis Usuarios pagarán más por tarifa de taxis.

Situación de desabastecimiento

Una grave emergencia se decretó tras una fuga y deflagración en el ducto de transporte de gas natural de Camisea, ocurrido el 1 de marzo de 2026. El incidente obligó a paralizar parte del sistema, provocando severas restricciones y la activación de un racionamiento supervisado por Osinergmin, que prioriza hogares, comercios y transporte público masivo. Los consumidores industriales y empresas de generación eléctrica han experimentado limitaciones importantes.

Más de 335,000 vehículos livianos en Lima y Callao, que utilizan Gas Natural Vehicular (GNV), han quedado fuera de la distribución prioritaria, obligando a sus dueños a migrar temporalmente a la gasolina, con un aumento de hasta el triple en el gasto mensual. El impacto económico es severo para taxis y vehículos particulares, ante un GNV que es aproximadamente 70% más barato que la gasolina.

La emergencia también afectó el suministro eléctrico. Las principales centrales termoeléctricas a gas en Lima quedaron detenidas, y la generación tuvo que sustituirse por plantas a diésel. Esto elevó el precio en el mercado mayorista de electricidad de 30-40 dólares por MWh a más de 200 dólares por MWh. Sin embargo, el suministro eléctrico residencial no sufrió riesgos de apagón, ya que el sistema de respaldo cubrió la demanda.

Un uso inadecuado de la freidora de aire puede incrementar de forma significativa el consumo eléctrico del hogar, pese a que se trata de un electrodoméstico diseñado para ser eficiente. Expertos advierten que aplicar temperaturas demasiado altas, precalentar sin necesidad o utilizar el equipo por tandas pequeñas y repetidas son errores comunes que terminan elevando el gasto de energía.

En los últimos años, la freidora de aire se ha consolidado como uno de los electrodomésticos más populares por su practicidad y rapidez. Su funcionamiento se basa en la circulación de aire caliente a alta velocidad, lo que permite cocinar alimentos con resultados similares a los de la fritura tradicional, pero utilizando poco o ningún aceite.

Esta tecnología posibilita preparar papas fritas, pollo o productos empanizados con una textura crujiente por fuera y suave por dentro, reduciendo al mismo tiempo el contenido de grasa en comparación con la fritura convencional. Por ello, se ha convertido en una alternativa atractiva para quienes buscan opciones más ligeras o necesitan optimizar tiempos en la cocina.

Sin embargo, el consumo energético es una de las principales dudas entre los usuarios. Según datos de la compañía eléctrica Endesa, la potencia de estos equipos suele oscilar entre 800 y 2.000 vatios (W). En términos generales, una mayor potencia implica un menor tiempo de cocción, pero también un consumo elevado mientras el aparato está en funcionamiento.

El gasto eléctrico puede calcularse multiplicando la potencia del equipo por el tiempo de uso en horas y dividiendo el resultado entre 1.000 para obtener los kilovatios-hora (kWh). Por ejemplo, una freidora de 1.500 W utilizada durante 30 minutos puede consumir alrededor de 0,75 kWh.

Más allá de la potencia, el tamaño del aparato influye directamente en el consumo. Los modelos de mayor capacidad requieren más energía para calentar el aire en su interior. Además, sobrecargar la cesta puede afectar la circulación del aire, obligando a prolongar el tiempo de cocción y aumentando así el gasto eléctrico.

El tipo de alimento también es determinante. Los productos congelados o con alto contenido de agua suelen necesitar más tiempo para cocinarse, mientras que los alimentos precocidos o cortados en porciones pequeñas alcanzan el punto deseado con mayor rapidez y menor consumo de energía.

Uno de los errores más frecuentes es utilizar siempre temperaturas máximas bajo la idea de que así se ahorra tiempo y electricidad. No obstante, expertos señalan que emplear temperaturas medias durante un periodo ligeramente más prolongado puede resultar más eficiente en términos energéticos.

Asimismo, el precalentamiento solo debería realizarse cuando el manual del fabricante lo recomiende, ya que hacerlo de forma innecesaria añade minutos de funcionamiento sin aportar beneficios reales.

Para optimizar el uso del equipo, se recomienda planificar la preparación de varias porciones en una sola sesión, en lugar de encender el aparato repetidas veces al día. Mantener la freidora limpia y en buen estado también favorece un rendimiento adecuado, ya que los residuos acumulados pueden afectar la circulación del aire caliente.

Otro aspecto clave es desenchufar el aparato cuando no esté en uso, ya que algunos modelos continúan consumiendo energía en modo de espera. En caso de adquirir una nueva freidora, se aconseja elegir modelos con etiqueta de eficiencia energética A o superior y con funciones específicas de ahorro de energía.

Aunque la freidora de aire puede ser una opción eficiente frente a otros métodos de cocción, su impacto en el recibo de luz dependerá en gran medida de los hábitos de uso. Ajustar correctamente la temperatura, evitar el precalentamiento innecesario y aprovechar al máximo cada ciclo de cocción son medidas que pueden marcar la diferencia en el consumo eléctrico del hogar.

Que si un café por aquí, una botella de agua que tengo sed, un décimo de lotería por si acaso o me apetece ver esta serie que solo está en Amazon Prime. Son pequeños detalles/gastos que, aunque no harán que ahorres lo suficiente como para la entrada de una casa, pueden hacer que mejores tus finanzas personales. Un estudio de la plataforma de ahorro Raisin asegura que los hogares españoles pueden ahorrar hasta 5.000 euros anuales al reducir gastos cotidianos.

El informe de Raisin, apoyado en cifras del Ministerio de Agricultura, Eurostat, el Instituto para la Diversificación y Ahorro de la Energía (IDAE), la Asociación de Usuarios Financieros (ASUFIN) y la Encuesta Europea de Salud en España (2023), identifica los principales focos en los que se nos va el dinero. Entre ellos destacan los alimentos desperdiciados, el pago habitual de agua embotellada y consumos invisibles en electricidad. Además, se incluyen pagos bancarios y de seguros no revisados, suscripciones y compras recurrentes poco aprovechadas, junto con hábitos de ocio diarios que rara vez se cuantifican.

Marta Pinedo, directora de Raisin España, indica que el ahorro significativo no requiere grandes esfuerzos. “Muchas veces creemos que para ahorrar hay que hacer grandes sacrificios, pero nuestro análisis demuestra que una parte importante del gasto se concentra en hábitos cotidianos y decisiones que hemos normalizado y cuyo impacto anual rara vez cuantificamos”, afirma. “Con pequeños cambios en los hábitos cotidianos y una mejor gestión financiera, muchos hogares pueden ahorrar miles de euros al año sin renunciar a su bienestar”, agrega.

“Una parte importante del gasto se concentra en hábitos cotidianos y decisiones que hemos normalizado

Marta Pinedo, directora de Raisin España

De acuerdo con los datos, la suma de estos pequeños gastos supone miles de millones de euros de impacto nacional cada año. Y España, en determinados apartados, figura entre los países europeos que destinan más presupuesto a partidas prescindibles.

¿En qué nos gastamos el dinero a lo tonto?

Según el Ministerio de Agricultura y Eurostat, cada persona en España tira comida por 250 euros anuales, lo que supone 625 euros por hogar y más de 12.200 millones de euros anuales a nivel nacional. En 2024, los hogares españoles han desperdiciado 1.125 millones de kilos de alimentos. En Europa, el promedio es de 130 kilos por persona, sumando 58,2 millones de toneladas anuales. Para evitar esta situación, en el estudio se sugiere llevar a cabo una planificación de los menús semanales, el uso de listas de la compra y el aprovechamiento de sobras.

Aunque el 99,5% del agua del grifo en España es apta para el consumo, los hogares destinan una media de 310 euros al año a agua embotellada

El gasto en agua embotellada resulta también notable. Aunque el 99,5% del agua del grifo en España es apta para el consumo, los hogares destinan una media de 310 euros al año a agua embotellada, lo que eleva el gasto nacional a más de 6.000 millones de euros, recoge Eurostat. Esta preferencia implica además un coste ambiental relevante. Alternativas como optar por el agua del grifo o el uso de jarras con filtro pueden reducir el gasto y el impacto ambiental.

El denominado consumo fantasma eléctrico —aparatos en stand by— representa entre el 7% y el 11% del consumo anual según el IDAE, con un coste medio de 67 euros por vivienda (más de 1.300 millones de euros a nivel nacional). El informe señala que desconectar dispositivos y priorizar regletas con interruptor son recomendaciones efectivas para evitar estos pagos invisibles.

Gestión financiera y seguros: fuentes de ahorro

Una administración pasiva del saldo bancario puede restar poder adquisitivo. Mantener ahorros en cuentas sin interés implica dejar de percibir en torno a 245 euros anuales por persona y 600 euros por hogar, calcula Raisin; a nivel estatal, la pérdida de rentabilidad supera los 12.000 millones de euros. Para afrontar la inflación, se sugiere traspasar el dinero a cuentas o depósitos remunerados.

Las comisiones bancarias suponen un gasto recurrente y discreto. Según la Asufin, los titulares de cuentas no bonificadas pagan una media de 160 euros anuales, mientras que la media ponderada por hogar es de 115 euros y el coste nacional alcanza los 2.245 millones de euros. Revisar las condiciones contractuales y buscar bancos que no cobren comisiones aparece como táctica relevante.

En el segmento de los seguros, renovar la póliza del coche sin comparar puede costar 150 euros al año por conductor, apunta Raisin. El ahorro potencial por cambio de aseguradora, manteniendo cobertura equivalente, puede variar entre 200 y 400 euros y reportar al conjunto de los conductores hasta 4.200 millones de euros al año.

Pagos recurrentes: suscripciones, ocio y hábitos

El acceso a servicios de streaming se ha generalizado: el 83,1% de la población utiliza plataformas de este tipo, con un gasto medio de 456 euros por persona al año (38 euros mensuales), que suman en el agregado nacional unos 22.257 millones de euros. Revisar y cancelar las suscripciones que no se emplean habitualmente es una de las claves sugeridas para optimizar el presupuesto. En cuanto a los gimnasios, 5,4 millones de personas están inscritas con una media de 30 euros al mes; alrededor del 20 % de las altas de cada año se cancelan en los tres primeros meses.

El estudio también cita gastos recurrentes como la Lotería de Navidad (190 euros anuales por hogar y 3.709 millones de euros en total), el café para llevar (673 euros anuales por familia y 13.140 millones de euros nacionales) y consumos como tabaco (419 euros por fumador, 2.926 millones de euros en total) y alcohol (499 euros al año por hogar, 9.737 millones de euros nacionales), según la Encuesta Europea de Salud en España (2023) y Eurostat.

Finalmente, algo que podría ser evitable si fuéramos responsables al volante son las multas de tráfico, que suponen un gasto promedio de 48 euros anuales por hogar, para un total de 539 millones de euros en el conjunto de España. El informe remarca que se trata de importes totalmente evitables con una conducción atenta y respetuosa de las normas.

Esta situación ha provocado la detención de casi todas las plantas de generación eléctrica a gas en Lima y alrededores, y disparó el precio de la electricidad, que pasó de un rango habitual de 30 a 40 dólares por megavatio/hora (MWh) a superar los 200 dólares por MWh. La emergencia activó de inmediato los protocolos del Sistema Nacional de Gestión del Riesgo de Desastres (SINAGERD).

TGP reporta deflagración en el ducto que lleva el gas de Camisea

La empresa Transportadora de Gas del Perú (TGP), concesionaria encargada del transporte de los líquidos y el gas de Camisea, procedió al cierre de las válvulas y al aislamiento del tramo comprometido, suspendiendo temporalmente tanto el transporte de líquidos como la inyección en el sistema.

TGP informó que la emergencia fue detectada a las 11:00 horas y que un equipo especializado intervino en la zona para controlar la situación. El comunicado de la compañía precisa que se mantienen activas medidas de seguridad para proteger a las personas y minimizar el impacto ambiental.

Las causas del evento están bajo investigación y la empresa se encuentra a disposición de las autoridades para cualquier requerimiento. Como medida preventiva, el transporte de gas y líquidos permanece suspendido en el tramo afectado, según el parte oficial del Gobierno.

La electricidad se dispara a 200 dólares por MWh

Como consecuencia directa, las principales plantas termoeléctricas a gas natural en Lima y sus alrededores han quedado fuera de servicio. Entre ellas figuran Fenix Power (Chilca), Kallpa Generación (Las Flores/Chilca), Santo Domingo de los Olleros (Termochilca) y Orygen (Ventanilla y Santa Rosa).

Estas instalaciones son críticas para el suministro eléctrico nacional y dependen del gas de Camisea para su operación. Solo la central Fénix y las de Orygen, por tener capacidad dual, realizaron la conversión de gas a diésel para continuar funcionando, aunque este proceso requiere varias horas. Los costos se han sextuplicado en apenas 24 horas.

Por este motivo, el sistema puso en funcionamiento todas las plantas disponibles a diésel a nivel nacional para atender la demanda eléctrica, incluyendo la reserva fría del nodo energético del sur, donde operan la Central Termoeléctrica de Mollendo (Puerto Bravo) y la Central Termoeléctrica de Ilo.

MINEM y COES priorizan el gas para las familias, no para la industria

El gas disponible se limita al que se encuentra almacenado de forma remanente en el ducto, estimado en 70 millones de pies cúbicos diarios, cantidad que resulta insuficiente frente a los 585 millones requeridos diariamente a nivel nacional.

Ante esta situación, la distribución prioriza en la capital peruana a los usuarios domésticos y parte del sector de gas natural vehicular (GNV). Vale precisar que la tarifa de la electricidad no subirá para las familias, pues está atada a contratos de largo plazo. Pero los industriales que compran al por mayor y en el corto plazo sí sentirán el impacto.

“El sistema ha respondido adecuadamente. No existe posibilidad de racionamiento, porque aún con cero gas para generar, seguimos atendiendo la demanda. No habrán apagones”, destacó César Butrón, presidente del Comité de Operación Económica del Sistema Interconectado Nacional (COES), en diálogo con Infobae Perú.

Otras emergencias en el ducto de TGP han tomado hasta 4 días

El gas natural de Camisea representa cerca del 40% de la generación eléctrica del Perú. El abastecimiento nacional depende principalmente del lote 88 del consorcio Camisea —liderado por Pluspetrol—, mientras que el gas del lote 56 se destina mayoritariamente a la exportación.

TGP es la concesionaria responsable del transporte del 100% del gas y líquidos de Camisea a través de un gasoducto de 880 kilómetros que conecta la selva del Cusco con la costa peruana (Lurín/Pisco), lo que la convierte en un actor estratégico para el sistema energético nacional.

La emergencia se restringió al ducto de líquidos, sin que se detectaran daños en el ducto de gas ni propagación del fuego a la selva circundante. En emergencias anteriores, siempre localizadas en el ducto de líquidos y no en el de gas, las reparaciones tomaron entre 3 y 4 días.

La alta vulnerabilidad en el ducto de gas natural de Camisea

Sin embargo, diversos especialistas han advertido en el pasado sobre la alta vulnerabilidad del ducto de Camisea, que es considerado un Activo Crítico nacional, ante una eventual catástrofe climatológica o conflicto armado.

Prueba de ello es que hoy el acceso a la zona afectada por la deflagración requiere helicópteros y la intervención de equipos técnicos especializados que deben evaluar el daño y determinar los trabajos de reparación, cuya duración todavía no ha sido precisada.

Existen proyectos en cartera para conformar un “anillo” de ductos en el centro y sur del país, con el objetivo de diversificar rutas de abastecimiento y reducir el riesgo de interrupciones, dado que Lima y buena parte del país dependen de un único ducto principal.

TGP descarta daños a comunidades y mantiene suministro parcial a hogares y comercios

En las últimas horas, TGP emitió un segundo comunicado y detalló que no existen comunidades en un radio menor a 16 kilómetros del lugar del incidente registrado en el ducto de Camisea, lo que descarta impactos directos sobre la población cercana.

La compañía, bajo control al 49% de EIG Partners desde finales de 2025, confirmó que tampoco se registró afectación a personal propio ni de contratistas durante la intervención técnica, de acuerdo con información oficial.

Además, TGP precisó que el suministro de gas permanece parcialmente activo, con prioridad en el abastecimiento a familias, comercios y servicios esenciales, en cumplimiento de la resolución de emergencia del MINEM.

La transportadora también confirmó que se aplicarán restricciones temporales a usuarios industriales y eléctricos mientras avanzan los trabajos para normalizar el sistema bajo condiciones de seguridad y confiabilidad.

Cálidda suspende la venta de gas natural en grifos: solo atenderán buses de transporte público

Cálidda informó que, tras la emergencia registrada en el sistema de transporte de gas natural de TGP, el MINEM declaró el Estado de Emergencia mediante Resolución Directoral N° 020-2026-MINEM/DGH para facilitar la pronta ejecución de trabajos técnicos en la zona afectada.

La compañía detalló que, por disposición oficial, se ha implementado un mecanismo de racionamiento que prioriza el suministro de gas natural exclusivamente a usuarios residenciales, comercios y al transporte público masivo cuya única fuente de combustible es el GNV, excluyendo a vehículos de carga y livianos como taxis y mototaxis.

La empresa señaló que, pese a que la causa de la interrupción no está relacionada con la operación de Cálidda, mantiene una coordinación permanente con TGP y las autoridades para mitigar el impacto.

Cálidda pidió colaboración a los usuarios residenciales y comerciales para hacer un uso responsable del gas natural y así contribuir a la estabilidad del sistema mientras duren los trabajos de recuperación, y aseguró que continúa gestionando de forma directa la atención a grandes clientes y empresas generadoras para garantizar la seguridad y la continuidad del suministro esencial.

MINEM crea comité de crisis y fija emergencia por 14 días para asegurar el suministro

En tanto, el MINEM anunció la conformación de un comité de crisis integrado por COES, Osinergmin, Calidda, TGP y otros actores clave, con el objetivo de coordinar y monitorear las acciones frente a la emergencia en el ducto de Camisea. Este comité se encargará de adoptar medidas adicionales para fortalecer el suministro energético mientras duren los trabajos de recuperación.

Además, el MINEM estableció que el estado de emergencia por el suministro de gas natural tendrá una vigencia de 14 días, del 1 al 14 de marzo, y activó un mecanismo de racionamiento que prioriza el abastecimiento a hogares, comercios regulados y al transporte público masivo, específicamente a los buses del sistema integrado y sus alimentadores.

Caos en grifos

En Lima, el desabastecimiento de GNV ha generado caos en los grifos. El Ministerio de Energía y Minas (Minem) declaró emergencia el suministro hasta el 14 de marzo, priorizando gas para hogares, servicios esenciales y transporte público masivo, lo que restringió la venta en grifos para taxis, mototaxis y vehículos particulares. Como resultado, se formaron largas colas de varias cuadras en distritos como La Victoria, Lince, Cercado de Lima, San Juan de Lurigancho y Carabayllo, con conductores recorriendo múltiples estaciones en busca de combustible.

Los taxistas, que representan más de 335 mil vehículos livianos dependientes de GNV por su bajo costo, expresan zozobra ante posibles alzas en tarifas y migración a gasolina premium, cuyo precio ha escalado hasta S/20 por galón en algunos puntos. Muchos esperan horas con motores apagados, generando congestión vial y pérdidas económicas diarias, mientras gremios de transporte rechazan la medida y exigen soluciones rápidas. Cálidda advierte que vender GNV a particulares infringe la ley durante la emergencia, agravando el colapso en los pocos grifos con stock restante.

Osinergmin estima que GNV se acabará en los grifos de Lima esta semana

El racionamiento nacional de gas natural, ordenado por el Ministerio de Energía y Minas tras la emergencia en Camisea, ha provocado una movilización masiva de taxis y vehículos particulares que buscan abastecerse antes del agotamiento del combustible. La restricción, que prohíbe la venta de GNV a autos menores y taxis, ha generado colas de hasta diez cuadras en los pocos gasocentros que aún cuentan con reservas en Lima y otras ciudades.

Según confirmó Aurelio Ochoa, vicepresidente del Consejo Directivo de Osinergmin, el gas natural disponible en los grifos podría agotarse en cuestión de días o incluso horas, dependiendo de la demanda. “Cada gasocentro tiene capacidades diferentes. Hay algunos con colas de diez cuadras, otros con dos. El gas puede acabarse mañana o pasado. No se sabe, porque todos llenan desesperados”, indicó Ochoa a Infobae Perú. Osinergmin recordó que los grifos están obligados a respetar el racionamiento: solo pueden despachar GNV al transporte público masivo, como el Metropolitano, bajo riesgo de multas de hasta 50 UIT (S/ 275 mil) por incumplimiento.

Ochoa explicó que el stock de gas natural que queda en los gasocentros es la reserva adquirida antes de la declaratoria de emergencia. No habrá más abastecimiento hasta que concluyan las reparaciones en Cusco y finalice la restricción. Durante la emergencia, el país dispondrá apenas de 70 millones de pies cúbicos diarios de gas natural, que deberán durar catorce días, cuando en condiciones normales el consumo interno es de 980 millones por día.

La situación ha generado preocupación entre taxistas y motociclistas, quienes advierten que el cambio forzado a gasolina triplica el costo de operar. “Con GNV gasto 15 soles al día, ahora en gasolina voy a gastar por lo menos 80”, relató un conductor. Los usuarios de motos también se ven afectados por el alza y la escasez. Mientras los precios suben y las colas crecen, los viajes en taxi ya son más caros, y el sector advierte que el desabastecimiento podría extenderse mientras persista la emergencia.

Siete propuestas de seis grupos empresariales marcaron la primera licitación de una serie que el Estado panameño ejecutará para ampliar su matriz energética con nuevas centrales hidroeléctricas y eólicas, en el marco del acto de concurrencia para la Contratación a Largo Plazo del Suministro de Potencia Firme y Energía exclusivo para centrales nuevas de generación.

Las empresas que presentaron propuestas fueron UEP III, S.A.; UKA Parque Eólico La Colorada, S.A.; Hidronorth Corp.; Los Naranjos Overseas, S.A.; Santa Cruz Wind, S.A.; y Corporación de Energía del Istmo Ltd., S.A., esta última con dos ofertas distintas, lo que eleva a siete el total de propuestas formales admitidas.

El pliego establece que los contratos derivados de esta licitación serán de largo plazo, lo que permitirá a las distribuidoras asegurar bloques de energía y potencia firme bajo condiciones previamente pactadas, reduciendo así la dependencia de compras en el mercado spot. La contratación está diseñada para centrales nuevas, es decir, proyectos que aún no están en operación comercial y que deberán cumplir hitos de construcción y entrada en servicio dentro de los plazos establecidos.

Actualmente, la matriz energética de Panamá mantiene una composición mayoritariamente renovable, con una participación relevante de generación hidroeléctrica, seguida por energía térmica —principalmente a gas natural y búnker— y un crecimiento sostenido de la energía eólica y solar en la última década.

Sin embargo, la variabilidad climática, especialmente durante períodos de sequía, ha incrementado la exposición del sistema a fuentes térmicas más costosas.

El impulso a nuevos proyectos hidroeléctricos y eólicos busca diversificar y reforzar esa base renovable. La energía hidroeléctrica aporta estabilidad al sistema cuando los embalses mantienen niveles adecuados, mientras que la eólica permite incorporar capacidad adicional sin dependencia de combustibles fósiles.

La combinación de ambas tecnologías responde a una estrategia de expansión que privilegia fuentes limpias con contratos de suministro estables.

El secretario de Energía, Rodrigo Rodríguez, el objetivo central es disminuir la dependencia del mercado spot o mercado ocasional, un segmento del sistema eléctrico donde la energía se compra y se vende en el corto plazo, generalmente día a día, y cuyos precios dependen de la oferta y la demanda del momento.

Potencia y energía

El esquema de contratación de potencia firme es clave en este proceso. En el mercado eléctrico panameño, la potencia firme garantiza la disponibilidad de capacidad de generación para cubrir la demanda máxima del sistema, especialmente en horas pico. La energía, por su parte, cubre el consumo efectivo. Asegurar ambos componentes mediante contratos de largo plazo permite planificar la expansión del sistema con mayor previsibilidad financiera.

Las propuestas ahora pasarán por una fase de evaluación técnica y económica. El proceso contempla la verificación del cumplimiento de requisitos establecidos en el pliego, incluyendo garantías, cronogramas de construcción, respaldo financiero y especificaciones técnicas de los proyectos. Posteriormente, se procederá a la adjudicación según los criterios definidos.

Este acto de concurrencia forma parte de una hoja de ruta más amplia del Gobierno para ejecutar varias licitaciones eléctricas durante el período 2026-2028, con el propósito de ampliar la capacidad instalada del país y reforzar la confiabilidad del sistema interconectado nacional. La estrategia apunta a anticiparse al crecimiento de la demanda eléctrica, impulsado por el dinamismo económico, la electrificación progresiva de actividades y la expansión urbana.

En los últimos años, Panamá ha enfrentado episodios de presión tarifaria vinculados a la dependencia de generación térmica en temporadas secas prolongadas. Al incorporar nueva capacidad renovable bajo contratos estables, el Estado busca amortiguar esas fluctuaciones y fortalecer la sostenibilidad del sistema eléctrico.

El resultado de esta primera licitación será determinante para medir el apetito inversionista en el sector energético panameño. La participación de seis grupos empresariales con siete propuestas confirma interés del mercado en desarrollar nueva generación renovable bajo el esquema de contratación pública de largo plazo.

Panamá cuenta actualmente con una capacidad instalada superior a los 4,000 MW, de los cuales más del 60% corresponde a fuentes renovables. La generación hidroeléctrica representa el mayor componente dentro de esa participación, seguida por la eólica y solar, mientras que la generación térmica —principalmente a gas natural y derivados del petróleo— cubre el resto, especialmente en períodos de baja hidrología.

Durante la estación seca, cuando disminuyen los aportes hídricos a los embalses, el sistema incrementa el uso de plantas térmicas para sostener la demanda. Este fenómeno incide directamente en el costo marginal de generación y, por tanto, en la presión sobre tarifas eléctricas. De allí que la contratación de nueva potencia firme renovable se considere estratégica para estabilizar el sistema.

La demanda eléctrica panameña ha mostrado una tendencia de crecimiento sostenido, impulsada por expansión urbana, desarrollo industrial, logística, construcción y electrificación progresiva de procesos productivos. Las proyecciones oficiales anticipan que el sistema requerirá nueva capacidad para mantener márgenes de reserva adecuados en los próximos años.

El cronograma prevé dos licitaciones en 2026, una en 2027 y otra en 2028. El plan contempla contratos de hasta veinte años para proyectos nuevos de generación renovable, principalmente eólicos e hidroeléctricos.

Para plantas existentes, los contratos serán de diez años tanto en energía como en potencia, y se incluye un bloque especial de doce años destinado a la reconversión de plantas térmicas, con el propósito de contar con respaldo suficiente y flexible ante eventos imprevistos del sistema.

La inteligencia artificial provocará un aumento en el consumo de energía de los centros de datos en Estados Unidos, que podrían llegar a utilizar hasta cuatro veces más electricidad para 2030.

Esta advertencia surge tras la creación del Next-Generation Data Centers Institute (NGDCI), una iniciativa del Oak Ridge National Laboratory (ORNL) destinada a enfrentar los retos energéticos que plantea el avance de la IA.

Stephen Streiffer, director del ORNL, señaló que la inteligencia artificial está transformando múltiples sectores, pero también genera una demanda energética sin precedentes.

El laboratorio advierte que el consumo eléctrico de los centros de datos vinculados a la IA podría duplicarse o incluso triplicarse en la próxima década, lo que aumentará la presión sobre la infraestructura energética actual.

Según el Electric Power Research Institute, los centros de datos ya representan más del 4% del consumo eléctrico total en Estados Unidos, una cifra que podría alcanzar el 17% en 2030.

Este incremento está directamente relacionado con las necesidades de operación y entrenamiento de grandes modelos de IA, que requieren grandes cantidades de energía para funcionar de manera eficiente.

Cómo abordar el consumo energético de los centros de datos

El Next-Generation Data Centers Institute (NGDCI) busca enfrentar el creciente consumo energético de los centros de datos a través del desarrollo de infraestructuras más seguras, eficientes y confiables.

Para ello, consolidará la experiencia del Oak Ridge National Laboratory (ORNL) en tecnologías energéticas, computación avanzada, ciencia de redes y ciberseguridad.

Entre sus prioridades se encuentran la creación de sistemas de refrigeración de última generación, la gestión optimizada de la energía y la integración inteligente con la red eléctrica.

El instituto contará con el respaldo del proyecto Modeling Energy Growth Associated with Data Centers (MEGA-DC), que utiliza herramientas avanzadas para analizar el impacto económico y técnico de las mejoras en infraestructura.

Esta información será clave para desarrolladores, empresas eléctricas y responsables políticos a la hora de tomar decisiones sobre el futuro de los centros de datos.

Los investigadores de ORNL destacan que estos centros podrían convertirse en activos estratégicos, capaces de adaptarse en tiempo real y reforzar la resiliencia energética del país.

El NGDCI reunirá a socios industriales como AMD, Carrier Energy, Chemours y NVIDIA para diseñar conjuntamente soluciones que incluyan arquitecturas eficientes, sistemas de refrigeración innovadores y estrategias integradas de seguridad digital y física.

Estas alianzas permitirán que los avances tecnológicos pasen rápidamente del laboratorio a la aplicación real, aprovechando recursos exclusivos de ORNL como bancos de pruebas de microredes y entornos de simulación digital.

El lanzamiento del instituto coincide con la preparación de dos nuevos sistemas informáticos de IA, Discovery y Lux, que ampliarán la infraestructura nacional de computación de alto rendimiento.

Cuánta energía consumen los centros de datos

Según la Agencia Internacional de la Energía (AIE), los centros de datos representan aproximadamente el 1,5% del consumo eléctrico mundial, lo que equivale a 415 teravatios-hora (TWh) al año.

En los últimos cinco años, este consumo ha crecido un 12% anual y las proyecciones indican que podría más que duplicarse, alcanzando los 945 TWh para 2030.

Este incremento se debe principalmente al rápido desarrollo de la computación acelerada de alto consumo energético, utilizada sobre todo en aplicaciones de inteligencia artificial.

Qué son los centros de datos

Los centros de datos constituyen una infraestructura fundamental para el funcionamiento de servicios como el almacenamiento en la nube, las redes sociales, la inteligencia artificial y las plataformas streaming.

Su consumo energético es elevado y constante, ya que los servidores deben permanecer en funcionamiento las 24 horas para asegurar la disponibilidad continua de internet, aplicaciones y servicios digitales.

Además, estos equipos generan grandes cantidades de calor, lo que obliga a utilizar sistemas de refrigeración intensivos, como aire acondicionado y enfriadoras industriales.

Estos sistemas representan una parte importante del consumo eléctrico total de los centros de datos, ya que son esenciales para evitar fallos y mantener operativos los equipos.

California tiene metas climáticas ambiciosas que incluyen la instalación de 6 millones de bombas de calor domésticas para 2030. Sin embargo, los altos costos de la electricidad en el estado amenazan con limitar su adopción masiva, a pesar del potencial para reducir emisiones de gases de efecto invernadero y alcanzar los objetivos de descarbonización, de acuerdo con Los Angeles Times.

Un informe elaborado en 2023 por el organismo público independiente Oficina de Análisis Legislativo de California señaló que las tarifas residenciales de electricidad en California son casi el doble del promedio nacional y aumentan a un ritmo superior a la inflación.

Estos incrementos, generados en parte por los gastos de prevención de incendios y la financiación obligatoria de programas sociales estatales, elevaron los precios de la electricidad en un 160% entre 2001 y 2024, mientras que el gas natural subió un 80% en el mismo periodo, según datos federales citados por el diario.

Esta diferencia cuestiona la promesa de ahorro mensual que suele asociarse a las bombas de calor, principal argumento de venta en otras partes del país.

Los precios de la electricidad duplican el promedio nacional y afectan la viabilidad de la transición

Según Los Angeles Times, el gobierno de California promueve la electrificación de viviendas como vía esencial para combatir el cambio climático. Sustituir sistemas a base de combustibles fósiles por electrodomésticos conectados a una red eléctrica cada vez más limpia se plantea como un paso clave para reducir las emisiones del sector.

Las políticas estatales buscan acelerar la instalación de bombas de calor mediante la simplificación de trámites y la exigencia a empresas de gas de ofrecer incentivos económicos a quienes electrifiquen sus hogares.

No obstante, el efecto de los altos precios de electricidad reduce la rentabilidad esperada por las familias, especialmente en condados con viviendas grandes, inviernos fríos o tarifas elevadas.

Una investigación de Harvard University citada por Los Angeles Times señala que las bombas de calor permiten ahorros en el sur de Estados Unidos y el noroeste del Pacífico, donde la electricidad es más asequible. En California, en cambio, el beneficio económico resulta desigual y depende tanto de la tarifa local como de las características de cada vivienda.

Roxana Shafiee, de Harvard University, advirtió que el entusiasmo por los objetivos de descarbonización suele dejar de lado factores como el precio final de la electricidad: “El público está abrumado con estos planes de descarbonización: ‘esto para 2030’, ‘esto para 2050’, pero si se ahonda un poco y se analizan los precios de la electricidad, la realidad es más compleja”.

Ventajas, excepciones y retos técnicos en la adopción doméstica

Las bombas de calor sobresalen por su eficiencia: transportan calor desde el exterior hacia el interior mediante la compresión y expansión de un refrigerante, a diferencia de las calderas que operan con gas.

Según Quentin Gee, directivo de la Comisión de Energía de California, esa eficiencia permite que, incluso en áreas con tarifas más altas, como la zona de Pacific Gas & Electric, las bombas de calor logren competir en costo operativo con los sistemas a gas, dependiendo de la vivienda y la tarifa local.

En regiones con proveedores municipales más accesibles, como SMUD en Sacramento, la diferencia puede resultar directamente favorable en gasto mensual.

Los Angeles Times destaca que el ahorro, sin embargo, no se distribuye de forma homogénea. Viviendas pequeñas y con buen aislamiento se benefician más.

El consultor en construcción sustentable Doug King, residente de San José, comprobó que su sistema solar doméstico contribuyó a compensar el consumo de su primera bomba de calor instalada en 2021, aunque la llegada de una segunda incrementó su gasto mensual.

“No me importa. Estaba dispuesto a pagar un poco más por utilizar electricidad en vez de gas”, detalló King.

En los hogares con calefacción eléctrica antigua —calefactores de resistencia o de zócalo—, los sistemas son muy ineficientes. Shafiee lo ejemplifica: “Son básicamente como calentar la casa con una tostadora”. Sustituir estos sistemas por bombas de calor puede disminuir el consumo energético hasta en un 60% (aproximadamente 2/3 en unidades imperiales) y asegurar ahorros.

Dos tercios del parque residencial de California emplea gas

Aunque California es considerada referente en políticas climáticas, cerca de dos tercios de sus viviendas utilizan gas natural para calefacción, mientras que a nivel nacional el porcentaje es del 51%.

Lucas Davis, economista energético de la Universidad de California en Berkeley, sostuvo que el uso histórico de calefacción eléctrica depende principalmente del costo relativo de la energía. “¿Dónde vemos que la calefacción eléctrica es más común? En el sureste. ¿Qué tiene el sureste? Electricidad barata”, comentó Davis citado por Los Angeles Times.

Según la Agencia de Protección Ambiental de Estados Unidos, en 2022 el consumo de combustibles fósiles para calentar agua, aire y preparar alimentos en viviendas y comercios representó el 13% de las emisiones nacionales de gases de efecto invernadero, y los vehículos particulares sumaron otro 16%.

El auge de la bomba de calor tras los incentivos federales

Aunque la tecnología de la bomba de calor se remonta al siglo XIX y a los años sesenta en viviendas estadounidenses, su adopción aumentó con la Ley de Reducción de la Inflación, que impulsó rebajas fiscales para los propietarios. Desde 2021, las ventas de bombas de calor superan cada año a las de calderas a gas, según el centro de investigación en energía limpia Rocky Mountain Institute.

Los gastos de instalación, que pueden superar varias decenas de miles de USD (alrededor de USD 30.000 según estimaciones del sector), son el eje de los principales programas estatales y federales centrados en subvencionar este pago inicial.

Madison Vander Klay, asesora de políticas de la coalición nacional de organizaciones y empresas sobre electrificación Building Decarbonization Coalition, señaló que esta inversión es “competitiva” respecto a los sistemas tradicionales, ya que normalmente se reemplazan dos electrodomésticos por el costo de uno.

Para numerosos hogares de California, el costo técnico puede incrementar de forma considerable debido a la necesidad de renovar cables, ampliar interruptores o actualizar la interconexión eléctrica. Matthew Freedman, de la Utility Reform Network, alertó a Los Angeles Times: “Los clientes suelen subestimar la complejidad y el costo de estos trabajos eléctricos, lo que añade otra incertidumbre a la promesa de ahorro a largo plazo”.

Altos costos eléctricos: un desafío persistente para la estrategia climática de California

Según el análisis de Helen Kerstein, especialista de la Oficina de Análisis Legislativo de California, las tarifas altas podrían debilitar la estrategia climática estatal, al desincentivar que las familias migren hacia vehículos y electrodomésticos eléctricos en vez de gas.

“Como consumidor, no solo pienso si esto es bueno para el ambiente, también si es accesible. Si no resulta en ahorro en el costo operativo, la ecuación no cierra”, advirtió Kerstein a Los Angeles Times.

Las reservas probadas de Pampa Energía experimentaron un crecimiento destacado durante 2025, alcanzando los 296 millones de barriles de petróleo equivalente, cifra que representa un aumento del 28% comparado con el año previo. Este incremento respondió principalmente a la mayor cuantificación de reservas de hidrocarburos no convencionales en el yacimiento Vaca Muerta, una tendencia asociada al impulso de nuevas perforaciones y a la entrada en operación de pozos en las áreas de Rincón de Aranda y Sierra Chata. El informe de cuentas al cierre del ejercicio, citado por diversas plataformas de noticias, mostró que, pese a estos avances en la expansión productiva y de reservas, la energética argentina registró una caída significativa en su resultado neto anual, con beneficios atribuidos de 377 millones de dólares (325 millones de euros), lo que representa una reducción del 40% respecto al año previo.

Según detalló el informe de Pampa Energía, las ventas totales al finalizar 2025 escalaron a 1.998 millones de dólares (1.724 millones de euros), experimentando un repunte del 6% en comparación con los ingresos obtenidos en el ejercicio anterior. Esta mejora se reflejó especialmente en los resultados del cuarto trimestre, cuando la compañía reportó ventas por 507 millones de dólares (437 millones de euros), cifra que denota un crecimiento del 16% respecto al mismo periodo de 2024. En paralelo, el beneficio neto atribuido correspondiente al último trimestre ascendió a 161 millones de dólares (138 millones de euros), un 51% superior al registrado en igual lapso del ejercicio anterior, reportó la fuente.

El análisis por segmentos de negocio evidenció dinámicas diferenciadas en las áreas principales de Pampa Energía. De acuerdo con las cifras compartidas por la compañía y publicadas por medios especializados, las ventas de petróleo y gas aumentaron un 52% durante el último trimestre del año, apoyadas por el incremento en la producción de crudo en el bloque Rincón de Aranda y por mayores entregas de gas a destinos como Chile. Por su parte, el segmento de generación de electricidad vio sus ventas incrementarse en un 24%, mientras que la rama petroquímica enfrentó una reducción del 7% en sus ingresos.

En cuanto al resultado bruto de explotación ajustado (Ebitda), el documento de cuentas correspondiente a 2025 señaló que la compañía alcanzó los 1.009 millones de dólares (871 millones de euros), lo que representa un alza del 7% respecto al ejercicio anterior. Este crecimiento se ancló, según publicó el medio relacionado, en la expansión de la producción, especialmente en yacimientos claves y en la consolidación de las exportaciones energéticas.

El desempeño en la cuantificación y desarrollo de reservas fue uno de los rasgos más relevantes del año, según consignó el informe de la empresa. El impulso de la actividad de perforación en el yacimiento Vaca Muerta derivó en la puesta en marcha de nuevos pozos, con Rincón de Aranda mostrando un crecimiento del 352% y Sierra Chata del 41% en este indicador. Esta mayor actividad permitió elevar sustancialmente el volumen de reservas reconocidas por la firma, fortaleciendo la proyección de sus operaciones futuras y la expectativa de incrementos en la producción de hidrocarburos no convencionales.

Pese al ambiente de crecimiento en diversos rubros, la energética argentina no logró evitar una caída en su resultado neto global, atribuida principalmente a factores de contexto, ajustes financieros y posibles impactos regulatorios sobre la rentabilidad, según apuntaron los datos disponibles en el balance difundido. Este retroceso del 40% en las ganancias anuales contrasta con el desempeño positivo de los ingresos y los resultados operativos, en especial hacia el final del ejercicio.

Los resultados divulgados por Pampa Energía y reportados por las plataformas informativas especializadas permiten observar un año de contrastes para la compañía. El crecimiento en ventas y reservas, el aumento de la producción petrolera en zonas estratégicas, la consolidación de las exportaciones de gas a Chile y el dinamismo en el segmento eléctrico contrastaron con el retroceso del beneficio neto. Las cifras muestran que la apuesta por la expansión en yacimientos no convencionales y la diversificación de mercados sostuvieron la facturación y perfil productivo, aunque no lograron compensar totalmente las presiones sobre la utilidad neta atribuida de la empresa.

La posibilidad de un conflicto prolongado en Oriente Medio ha sido uno de los principales escenarios de riesgo para la Unión Europea (UE) señalados por el BCE en los últimos meses, según explica el economista irlandés en una entrevista con Financial Times. Desde el BCE, prevén que la caída de la producción energética provocaría un incremento en la inflación que se vería agravado por la creciente percepción de riesgo en los mercados financieros.

En general, Lane admite que factores geopolíticos como el bloqueo en el estrecho de Ormuz pueden tener un impacto negativo para Europa, aunque matiza que es necesario continuar monitoreando la evolución del conflicto para concretar sus efectos sobre los precios y la actividad económica europea.

La factura de la luz, hasta un 50% más cara

En los últimos días, el cierre de este punto de paso clave para el comercio internacional ha sido una de las consecuencias del conflicto que más ha preocupado a los expertos. Un bloqueo total o parcial del estrecho de Ormuz, un pasaje especialmente relevante para el tránsito mundial de petróleo y gas natural, se podría ver reflejado en un aumento en las facturas de electricidad y gas para los consumidores en España.

Según estimaciones de la consultora ICIS recogidas por Kelisto, un cierre de 15 días del estrecho de Ormuz podría disparar el precio del gas natural en el mercado de referencia europeo (TTF) hasta los 90 euros por megavatio hora. Esto supondría un incremento de hasta el 50% en la tarifa regulada de electricidad y elevaría el precio del kilovatio hora de 0,125 euros en febrero a 0,187 euros, con una factura media mensual que pasaría de 47 a 64 euros. El gas natural, por su parte, podría duplicar su precio en la Tarifa de Último Recurso durante la revisión de abril de 2026, aunque el Gobierno podría limitar la subida al 15% entre revisiones, como hizo en 2022.

Exposición limitada al petróleo del estrecho

Sin embargo, la Comisión Europea (CE) descarta, por el momento, un riesgo inmediato de suministro energético en Europa debido al conflicto en Oriente Próximo. Anna-Kaisa Ikonen, portavoz de energía de la CE, afirmó que no existe preocupación inmediata sobre la seguridad de abastecimiento para la Unión Europea. Según sus datos, los depósitos de gas de la UE se encuentran en torno al 30%, un nivel considerado adecuado para el periodo invernal. Por este motivo, no se prevén medidas de urgencia, ya que actualmente no se detecta escasez.

La exposición directa de España al estrecho de Ormuz es limitada: solo el 5% del petróleo y el 2% del gas natural licuado que importa pasan por esta zona. Estados Unidos, Brasil y México son los principales proveedores de petróleo, mientras que Argelia y Estados Unidos lideran el suministro de gas. España cuenta con una mayor protección gracias a sus reservas hidráulicas y al peso de las energías renovables, lo que podría amortiguar el impacto respecto a otros países europeos.

La tensión en Oriente Próximo tras los ataques de Estados Unidos e Israel a Irán amenaza con trasladarse al bolsillo de los españoles, ya que un cierre total o parcial del estrecho de Ormuz -bajo control iraní y una de las principales arterias energéticas del mundo- bloquearía el tránsito de petróleo y gas natural hacia los mercados internacionales. Ese escenario tensionaría aún más los precios y podría traducirse en un encarecimiento de las facturas de electricidad y gas para los consumidores españoles.

El cierre del estrecho de Ormuz podría subir la tarifa regulada de electricidad hasta un 50%, según los cálculos de Kelisto en base a las estimaciones de la consultora Independent Commodity Intelligence Services (ICIS), que asegura que el precio del gas natural en el mercado neerlandés TTF, referencia para Europa, ascendería hasta los 90 euros el megavatio hora (MWh) durante un cierre de 15 días del paso.

A juicio de Javier Martínez, portavoz de Energía de Kelisto.es, este posible aumento del 50% en el coste de la energía de la tarifa regulada incrementaría el precio del kilovatio hora (kWh) de los 0,125 euros registrados en febrero a los 0,187 euros, con un recibo promedio que subiría desde los 47 euros al mes a los 64 euros.

“Este aumento, en cualquier caso, sería mucho más contenido que el registrado durante el episodio inflacionario de 2022 gracias al nuevo diseño de la tarifa regulada, que utiliza para sus cálculos tanto el precio diario del mercado mayorista de electricidad, muy volátil, como el mercado de futuros, más estable”, afirma Javier Martínez.

El gas, disparado

Junto a la luz, también subiría el gas. El precio del gas natural en la Tarifa de Último Recurso (TUR) -la regulada por el Gobierno- podría ascender hasta un 100% en la revisión de abril de 2026. Martínez considera que “el Ejecutivo puede repetir las medidas que tomó en 2022, limitando al 15% el aumento del coste del gas en la TUR entre una revisión y otra”.

El precio del gas natural se disparó ayer lunes al alcanzar en la media sesión de la bolsa una escalada del 44%, hasta superar los 45 dólares por megavatio hora, máximos desde marzo de 2025.

Esta remontada preocupa, y mucho, a Antonio Aceituno, director general de la consultora Tempos Energía. Reconoce que “si bien el petróleo Brent no se ha asustado del shock geopolítico que supone el enfrentamiento bélico entre los tres países en Oriente Medio, la situación del gas sí puede notarse mucho en los precios en Europa”. Reconoce que “es preocupante” y no se trata de “una subida contenida. Hay mucho miedo y mucha presión”.

España, entre los países europeos que menos ‘sufrirá’

En este contexto de precios al alza, Aceituno considera que España está “más protegida” ante un encarecimiento de la electricidad gracias a sus “grandes reservas hidráulicas”, generadas por las pasadas borrascas que llenaron los embalses.

“Mientras que Europa va a sufrir esta traslación de la subida del gas a la electricidad, en España, de momento, estamos apantallados”, ha indicado el experto. “Confiamos en que las renovables hagan su trabajo y que el gas, que se ha encarecido en un 50%, no entre a fijar el precio en el mix energético”, estima Aceituno. Espera “que lo de Catar no sea una decisión que dure mucho”, pero, si lo hace, “empezaríamos una espiral de precios muy preocupante”.

Importaciones del 5% de petróleo y del 2% de gas

También desde el Gobierno reconocen que España no será uno de los países más impactados por el conflicto respecto al suministro energético, ya que apenas el 5% del petróleo y el 2% del gas natural licuado (GNL) que llega a nuestro país transita por el Estrecho de Ormuz.

Según las últimas estadísticas anuales publicadas por la Corporación de Reservas Estratégicas de Productos Petrolíferos (Cores), esta exposición se reduce a las entregas de crudo procedentes de Irak, que en el último año supusieron un 4,8% del total; y a las de gas desde Catar, que representaron el 1,7%.

Por lo que respecta al crudo, las importaciones desde Irak se incrementaron en 2025 un 55% interanual, hasta los 2,9 millones de toneladas. No obstante, se trata de un peso muy reducido si se compara con los 9,3 millones de toneladas que llegaron a España directas de EEUU, que repitió como principal suministrador, por tercer ejercicio consecutivo, tras aportar un 15,2% del total.

Junto a Estados Unidos, otros de los principales suministradores de petróleo a España el año pasado fueron Brasil (13,6%) y México (12,3%). De Oriente Medio, en el conjunto de 2025, llegó un 10,7%, con Arabia Saudí (5,9%) e Irak (4,8%).

En cuanto al gas, la exposición al estrecho de Ormuz de las importaciones hacia España viene dada por las entregas desde Catar, que durante el pasado ejercicio bajaron un 43,2%, hasta los 6.403 gigavatios hora. Esto es, un 1,7% del total. Una cuota muy inferior a la del 34,5% que concentra Argelia, primer origen del gas importado por España en 2025 con 107.179 GWh de gas natural y 21.325 GWh de gas natural licuado.

En segunda posición, EEUU, que incrementó sus entregas en más de un 97% interanual, hasta los 111.660 GWh, adelantando así a Rusia, que pasó de tener un peso del 20,8% en 2024 al 11,4% con unos 42.629 GWh, según el boletín estadístico de Enagás.

Sin riesgo de suministro, por el momento

En cuanto a un posible riesgo de suministro energético en Europa provocado por el conflicto, la Comisión Europea (CE) no lo ve probable por ahora. “Nuestro análisis es que no hay preocupación inmediata por la seguridad de suministro para la Unión Europea”, ha señalado la portavoz de energía de la CE, Anna-Kaisa Ikonen.

En cuanto al gas, calcula que los depósitos de la UE están aproximadamente al 30%, es decir, dentro de los límites marcados durante el período de invierno. Descartó acciones de urgencia porque “no hay escasez”.

Subida de los alimentos

Otros productos que podrían encarecerse, además del gas y la luz, serían los alimentos, a juicio de Antonio Pedraza, presidente de la Comisión Financiera del Consejo General de Economistas.

Reconoce que el precio de los alimentos puede subir como consecuencia de la tensión geopolítica, aunque puntualiza que el acuerdo comercial entre la Unión Europea y Mercosur “puede ser un contrapunto” que tienda a presionar a medio y largo plazo los precios a la baja.

El sistema energético del país entró en estado de alerta tras un incidente registrado en el sur andino. Una deflagración en el ducto de líquidos de gas natural de Camisea obligó a detener el transporte por razones de seguridad y activó medidas excepcionales para garantizar el abastecimiento interno. En ese escenario, el Organismo Supervisor de la Inversión en Energía y Minería informó que mantiene vigilancia permanente sobre el mecanismo de racionamiento dispuesto por el Ejecutivo.

La emergencia, reportada el 1 de marzo, alteró el flujo habitual del gas natural que abastece a centrales eléctricas, industrias, comercios y hogares. El Ministerio de Energía y Minas declaró en emergencia el suministro en todo el país por un periodo de 14 días y ordenó priorizar la atención al mercado interno. La medida rige del 1 al 14 de marzo de 2026 e involucra a los sistemas de producción, transporte y distribución por ductos.

En ese contexto, Osinergmin señaló que realiza seguimiento continuo a la aplicación del mecanismo de racionamiento activado tras la declaratoria oficial. La supervisión apunta a verificar que el volumen disponible en las tuberías se asigne según los criterios establecidos por el ministerio y que las empresas cumplan la normativa técnica y de seguridad vigente.

Activación del racionamiento y prioridades de suministro

La deflagración ocurrió en el kilómetro KP 43, en el distrito de Megantoni, provincia de La Convención, región Cusco. El Ministerio de Energía y Minas precisó que se trató de “una deflagración con una llamarada visible desde varios kilómetros en el ducto de líquidos de gas natural de Camisea”. El evento motivó la paralización preventiva del transporte de gas natural y de los líquidos de gas natural por parte de Transportadora de Gas del Perú (TGP).

Tras ese hecho, el ministerio dispuso la declaratoria de emergencia y activó el mecanismo de racionamiento para la asignación del volumen de gas natural al mercado interno. Según la Resolución Directoral N°020-2026-MINEM/DGH, “el volumen disponible de gas natural en las tuberías se asigne prioritariamente al suministro en hogares y comercios y establecimientos de GNV que abastecen a medios de transporte público”.

La resolución también ordena notificar a empresas como Pluspetrol Perú Corporation, Transportadora de Gas del Perú, Gas Natural de Lima y Callao, Contugas, Gases del Pacífico, Petroperú y Perú LNG, así como al propio Osinergmin, al Comité de Operación Económica del Sistema Interconectado Nacional (COES) y a la Dirección General de Electricidad del ministerio.

Impacto en la generación eléctrica y medidas de respaldo

La interrupción del transporte de gas afectó a gran parte de las plantas de generación eléctrica que operan con el recurso proveniente de Camisea, sobre todo en Lima y zonas cercanas. La situación provocó un aumento en el precio de la electricidad en el mercado mayorista, que pasó de un rango habitual de 30 a 40 dólares por megavatio hora a superar los 200 dólares por MWh.

Frente a ese escenario, Osinergmin verificó que las centrales termoeléctricas a gas natural fueron reemplazadas de forma temporal por centrales de respaldo que operan con diésel. Entre ellas figuran unidades de reserva fría, el Nodo Energético y plantas de generación dual. La medida busca preservar la continuidad del servicio eléctrico a nivel nacional mientras se restablece el transporte regular de gas.

El ministerio informó que la emergencia activó de inmediato los protocolos del Sistema Nacional de Gestión del Riesgo de Desastres (SINAGERD). Además, dispuso restringir la venta de gas natural vehicular para vehículos particulares en Lima, con el fin de asegurar el abastecimiento a sectores prioritarios.

Supervisión técnica y seguimiento a la contingencia

Desde el inicio de la contingencia, Osinergmin desplegó su equipo de fiscalización para supervisar las acciones adoptadas por TGP tras la deflagración. La entidad señaló que verifica el cumplimiento de la normativa técnica y de seguridad vigente en las operaciones vinculadas al sistema de transporte.

En su comunicado, el organismo regulador indicó que continuará ejerciendo sus funciones de supervisión y fiscalización durante toda la vigencia de la emergencia. También señaló que mantendrá informada a la ciudadanía sobre la evolución de la contingencia hasta que se restablezca el transporte de gas natural.

La Dirección General de Hidrocarburos, conforme a la resolución viceministerial, debe activar y administrar el mecanismo de racionamiento previsto en la normativa vigente. En paralelo, Osinergmin ejecuta acciones de supervisión dentro del marco de sus facultades legales, con el objetivo de garantizar que la distribución del recurso se ajuste a las prioridades fijadas por el Ministerio de Energía y Minas y que el servicio eléctrico continúe operativo en todo el país.

La Autoridad Nacional de los Servicios Públicos (ASEP) abrió un período formal de consulta pública sobre el acuerdo complementario que desarrolla los artículos 5 y 6 del Acuerdo Regulatorio suscrito con la Comisión de Regulación de Energía y Gas (CREG) de Colombia, en el marco del proceso de armonización normativa para la Interconexión Eléctrica Colombia–Panamá.

La medida fue comunicada mediante la nota circular DSAN No. C-0501-2026, y establece como plazo para recibir comentarios hasta el 20 de marzo a las 4:00 p.m., a través del correo oficial de la entidad.

Los artículos 5 y 6 del acuerdo regulatorio hacen referencia a los criterios para la determinación del costo eficiente del proyecto, la asignación de costos y beneficios entre ambos países y el esquema de remuneración aplicable, bajo un mecanismo de “piso y techo”.

En términos prácticos, estos puntos definen cómo se reconocerá la inversión, cómo se distribuirán los riesgos y cómo se estructurará el retorno económico de la infraestructura binacional, elementos centrales para garantizar la viabilidad financiera y la estabilidad regulatoria del proyecto.

La línea de interconexión eléctrica tendrá una extensión aproximada de 500 kilómetros y una capacidad estimada de transporte de 400 megavatios (MW).

En territorio panameño, el trazado inicia en la ciudad capital, atraviesa las tierras colectivas de Alto Bayano hasta Agua Fría, continúa por la Comarca Guna Wargandí y llega a Mulatupu, en la Comarca Guna Yala.

Desde ese punto parte un tramo submarino por el mar Caribe, que cruza de aguas panameñas a colombianas hasta tocar tierra en Necoclí.

El inicio de la construcción está previsto para el segundo semestre de 2026, mientras que la culminación se proyecta para el primer semestre de 2029. Pero todavía quedan por definir aspectos técnicos, ambientales y financieros del proyecto que supera los 20 años de planeación.

El proyecto es promovido de manera conjunta por la Empresa de Transmisión Eléctrica S.A. (ETESA) de Panamá e Interconexión Eléctrica S.A. E.S.P. (ISA) de Colombia, bajo un esquema de participación binacional que busca habilitar el intercambio energético entre ambos sistemas eléctricos.

En enero pasado fue presentado ante el Ministerio de Ambiente de Panamá el Estudio de Impacto Ambiental (EIA) para su evaluación, mientras que en Colombia el trámite también se encuentra en proceso ante las autoridades ambientales competentes.

En el caso panameño, durante marzo están programadas reuniones con grupos indígenas ubicados en las zonas por donde pasará la línea, con el objetivo de continuar el diálogo sobre los posibles impactos de la obra. En Colombia ya se han realizado y cerrado 12 consultas previas, quedando pendiente una adicional con otra comunidad dentro del área de influencia.

El año pasado, el gobierno panameño activó una coordinación interinstitucional de alto nivel. Autoridades de cuatro ministerios del gabinete social y cuatro entidades estatales vinculadas al sector energía fueron convocadas por el ministro de la Presidencia, Juan Carlos Orillac, para trazar una hoja de ruta previa al inicio de la construcción. El objetivo es organizar los próximos acercamientos con las comunidades situadas a lo largo del trazado y atender sus necesidades prioritarias.

Según lo informado oficialmente, las demandas más recurrentes de estas comunidades se concentran en salud, educación, infraestructura y acceso a electricidad. La estrategia gubernamental apunta a escuchar a los moradores, identificar requerimientos urgentes y canalizar respuestas inmediatas antes de que comiencen las obras, en un intento por reducir tensiones sociales y asegurar mayor legitimidad territorial del proyecto.

Desde el punto de vista energético, la Secretaría Nacional de Energía ha señalado que la interconexión permitirá fortalecer la integración eléctrica regional, mejorar la seguridad del suministro y optimizar costos mediante el intercambio de excedentes de generación. La capacidad de 400 MW representa un volumen significativo dentro de la matriz panameña, con potencial para cubrir una porción relevante de la demanda en situaciones de contingencia o aprovechar oportunidades de mercado.

El componente submarino añade complejidad técnica al proyecto, tanto por los estudios geofísicos necesarios como por los estándares de protección ambiental que deben cumplirse en el lecho marino del Caribe. Además, el tramo terrestre atraviesa territorios ambientalmente sensibles y comarcas indígenas, lo que exige una gestión social y ambiental particularmente cuidadosa.

La apertura de la consulta pública por parte de la ASEP marca una fase clave: definir con precisión el marco de remuneración y distribución de riesgos antes del inicio de la construcción. Sin claridad regulatoria sobre costos eficientes, asignación de beneficios y límites de ingresos, la ejecución del proyecto podría enfrentar incertidumbre financiera.

Además del avance regulatorio y ambiental, el proyecto de interconexión eléctrica entre Colombia y Panamá ha contado con apoyo técnico y financiero de organismos multilaterales como el Banco Interamericano de Desarrollo (BID).

El Banco ha suscrito acuerdos de cooperación técnica dirigidos a financiar estudios de diseño, ambientales, sociales y regulatorios necesarios para la viabilidad del proyecto, aportando recursos para análisis previos y estructuración financiera que faciliten su ejecución.

Estos esfuerzos buscan reducir la incertidumbre técnica y armonizar criterios entre las autoridades de ambos países, sentando las bases para la construcción de una infraestructura de transporte eléctrico sostenible y financieramente sólida.

Se ha estimado una inversión superior a los 800 millones de dólares y voceros de BID Invest han señalado que el grupo está en posición de financiar la ejecución de la interconexión.

En términos de integración energética regional, la interconexión es considerada un hito al conectar el sistema eléctrico de Sudamérica con Centroamérica a través de Panamá, lo que podría permitir aprovechar excedentes de generación en una región cuando la otra enfrente desabastecimiento por condiciones climáticas adversas o eventos imprevistos.

El intercambio eléctrico bidireccional con una capacidad de hasta 400 megavatios (MW) fortalecerá la seguridad del suministro, optimizará la gestión de energía renovable y creará una plataforma para la cooperación regional en mercados energéticos, contribuyendo tanto a la estabilidad operativa como a la resiliencia frente a variaciones en la demanda o eventos extremos.

Es uno de los edificios más importantes para la seguridad del Estado. Un pilar estratégico. El CETSE, un antiguo cuartel de la Guardia Civil reconvertido en el año 2016, gestiona y supervisa los sistemas tecnológicos que permiten el funcionamiento seguro y coordinado de las Fuerzas y Cuerpos de Seguridad del Estado. Integra plataformas esenciales para las comunicaciones policiales y un sinfín de bases de datos. Por poner solo algunos ejemplos: custodia toda la información balística que manejan la Policía Nacional y la Guardia Civil, el sistema de identificación dactilar, perfiles géneticos de ADN, la base de datos de las personas desaparecidas y cadáveres sin identificar, antecedentes policiales, millones de datos sobre tráfico...

El CETSE, ubicado en El Pardo, guarda también los secretos de ‘LexNet’, la plataforma del Ministerio de Justicia para el intercambio seguro de información entre los órganos judiciales y una gran diversidad de operadores jurídicos que, en su trabajo diario, necesitan intercambiar documentos evitando el teléfono, el fax o el correo electrónico. El problema es que, al manejar tal volumen de información, consume demasiada luz. Dependiente del Ministerio del Interior, el edificio acaba de poner en marcha un nuevo centro de proceso de datos que provocará un aumento significativo en la demanda eléctrica. En la actualidad, el CETSE dispone de tres puntos de suministro eléctrico: uno destinado al uso general del propio edificio y dos correspondientes al centro de proceso de datos.

“Con el fin de mitigar el aumento del consumo eléctrico del edificio completo y su consecuente gasto económico”, el ministerio del Interior está licitando un contrato valorado en 534.000 euros para instalar una planta solar fotovoltaica en el techo del edificio, sustituyendo el sistema actual de cubierta vegetal. “Con esta acción se reducirá drásticamente el consumo procedente de energías convencionales o fósiles, lo que también redundará en un importante ahorro económico para la Administración”, señala la memoria justificativa del contrato. El objetivo es poner 792 módulos con una potencia unitaria de 620 vatios. Interior espera empezar las obras en marzo, que durarían cuatro meses.

El Centro Tecnológico de Seguridad (CETSE) alberga la sede de la Subdirección General de Sistemas de Información y Comunicaciones para la Seguridad (SGSICS) y el Centro Nacional de Protección de Infraestructuras Críticas y Ciberseguridad (CNPIC), que coordina la seguridad de instalaciones como presas, centrales nucleares y eléctricas, aeropuertos o sistemas bancarios. Demasiada información concentrada en un solo edificio. El objetivo del contrato “es diseñar una planta solar fotovoltaica de autoconsumo sin excedentes, dotando a las instalaciones del complejo de un alto grado de autoabastecimiento energético, reduciendo así el consumo de combustibles fósiles, contribuyendo con los compromisos de política energética con el correspondiente beneficio ambiental y social por el ahorro de emisiones contaminantes”.

Paneles de 32 kilos

Cada panel que se va a colocar en el tejado pesa 32 kilos. “Las actuaciones de autoconsumo fotovoltaicas planteadas se realizan en el edificio y en el aparcamiento donde el consumo energético y la disposición constructiva lo hacen viable técnicamente”, señala el pliego. El CETSE, como organismo especializado en el tratamiento de datos, ha hecho una simulación de las consecuencias energéticas de este proyecto: Los paneles producirán 714 megavatios a la hora, lo que supone un ahorro de emisiones estimado en 190 toneladas de CO2 al año, o el equivalente a 8.705 árboles plantados.

Para la instalación de los módulos fotovoltaicos en las cubiertas de los edificios se utilizarán estructuras metálicas con lastre, diseñadas para garantizar una fijación segura y resistente a las condiciones ambientales sin necesidad de perforar la cubierta. Estas estructuras se componen de perfiles de aluminio y acero galvanizado, asegurando la estabilidad frente a cargas de viento y nieve.

De confirmarse el dato adelantado con la publicación del definitivo el día 13 de marzo, llegaría a su fin la racha de tres meses de bajadas en la inflación inciada tras el máximo de octubre, cuando la tasa alcanzó el 3,1%.

En el segundo mes del año, la tasa de inflación subyacente, que se calcula excluyendo del computo alimentos no elaborados y productos energéticos por su alta volatilidad, ha experimentado un crecimiento de una décima hasta el 2,7%, su valor más alto desde agosto de 2024. En comparación mensual, el IPC subió un 0,4% respecto a enero, el mayor avance desde octubre. Por su parte, el IPC armonizado (IPCA), utilizado para comparar la evolución de esta estadística con las lecturas de otros países del entorno, aumentó una décima su tasa anual hasta el 2,5%, con igual variación mensual. Finalmente, la inflación subyacente del IPCA se estima en 2,8%.

Hacia el objetivo de moderar la inflación

El Ministerio de Economía ha celebrado la cifra y señala que España mantiene el control de precios, siguiendo el objetivo del Banco Central Europeo de acercarse al 2%. Además, la cartera de Carlos Cuerpo señala que “esta moderación favorece que los salarios aumenten por encima de la inflación, permitiendo a las familias ganar poder adquisitivo”.

Este aspectoes de especial relevancia para las finanzas de familias y consumidores, que en 2025 vieron como la economía española mostró cifras macroeconómicas positivas, pero con un impacto limitado en el bolsillo de los ciudadanos. Según la OCDE, el PIB creció un 2,9%, situándose por encima de la media europea, mientras que la inflación se moderó al 3% interanual, lejos de los picos de años anteriores. Sin embargo, los salarios no acompañaron este avance: los incrementos medios pactados en convenios colectivos rondaron el 3,5%, y en algunos meses superaron la inflación, pero no todos los trabajadores se beneficiaron, dejando al salario mediano entre 23.000 y 26.000 euros brutos anuales, insuficiente para cubrir los costes de vida actuales de muchas familias.

Los salarios suben, pero los precios también

El salario mínimo interprofesional llegó a 1.184 euros mensuales en 14 pagas, un aumento del 61% desde 2018, pero aún insuficiente para muchas grandes ciudades. La vivienda se convirtió en un gasto crítico: el precio medio de la vivienda libre alcanzó 2.093 euros por metro cuadrado, y el alquiler promedio superó los 14 euros por metro cuadrado, con incrementos de más de 100 euros al mes en solo un año.

La cesta de la compra también se encareció, con subidas de dos dígitos en productos básicos como la carne, y los suministros energéticos continúan representando más del 20% de los ingresos en hogares de menores recursos. En conjunto, estas cifras reflejan que, pese a crecimiento y empleo, los españoles sufrieron una pérdida real de poder adquisitivo.

El Índice de Precios de Consumo Armonizado (IPCA) experimentó en febrero un incremento de una décima en su tasa interanual, alcanzando el 2,5% y registrando una variación mensual del 0,4%, de acuerdo con las cifras preliminares publicadas por el Instituto Nacional de Estadística (INE). Según reportó el organismo, el aumento mensual del IPCA coincide con el avance del IPC tradicional en el mismo periodo. Estos datos provisionales indican que se suspende la tendencia a la baja observada en los últimos tres meses en el ritmo de crecimiento de los precios, ya que el IPC se mantuvo fijo en el 2,3% interanual durante febrero.

Tal como comunicó el INE, la estabilidad del índice general en febrero tiene su origen principal en el descenso de los precios de la electricidad, en contraste con la situación registrada en febrero del año anterior. Por otra parte, el aumento de los combustibles y lubricantes para vehículos personales, así como el encarecimiento en restaurantes, servicios de alojamiento, alimentos y bebidas no alcohólicas, han aportado presión al alza sobre el nivel general de precios en la economía española.

El Ministerio de Economía, Comercio y Empresa afirmó que el país continúa con una evolución del coste de vida alineada con el objetivo del Banco Central Europeo, que busca mantener la inflación cerca del 2%. Según detalló el Ministerio, esta moderación en el ritmo de encarecimiento contribuye a que los incrementos salariales superen la inflación, lo que incrementa el poder adquisitivo de los hogares.

En cuanto a la inflación subyacente, medida que excluye los alimentos no elaborados y la energía, el INE precisó que en febrero este indicador subió una décima, situándose en el 2,7%. Este nivel representa la mayor tasa de inflación subyacente desde agosto de 2024, cuando también registró un 2,7%, según informó la entidad estadística. Esta estimación rompe así la secuencia de tres meses consecutivos en los que la inflación subyacente permaneció en el 2,6%.

Respecto al comportamiento mensual, el IPC total nacional subió un 0,4% de enero a febrero, lo que constituye la mayor subida en cuatro meses, desde que en octubre se registrara un aumento mensual del 0,7%. El INE señaló que el comportamiento de determinados productos y servicios fue determinante para este resultado.

El INE estima que la inflación subyacente del IPCA para febrero alcanza un 2,8%, reflejando una estabilización en la senda de precios excluyendo componentes volátiles como energía y alimentos sin procesar.

Según las proyecciones del INE recogidas en este avance, la publicación de datos definitivos del IPC correspondiente a febrero ha quedado programada para el 13 de marzo, momento en el que se ofrecerán cifras cerradas y pormenorizadas sobre la evolución de los precios al consumo en España. Mientras tanto, las cifras preliminares publicadas por el INE proporcionan una referencia sobre la evolución de los costes esenciales y las tendencias de la inflación en el inicio de 2025.

El descenso en los precios de la electricidad ha sido el factor principal en la contención del índice general durante el mes, mientras que el incremento de costes en bienes y servicios como combustibles, restauración, alojamiento y bebidas no alcohólicas tuvo el efecto contrario, de acuerdo con la información difundida por el INE. Esta combinación de factores se presenta como elemento central para explicar tanto la estabilidad del IPC general como los valores crecientes de la inflación subyacente.

En términos de comparativa anual, la evolución del índice durante febrero representa una pausa tras tres meses en los cuales la inflación interanual se había reducido consecutivamente, según consignó el INE. Este comportamiento puntualiza el impacto de las fluctuaciones en productos específicos, especialmente la energía y los alimentos y bebidas no alcohólicas, y sitúa a la economía española cerca del rango objetivo marcado por las autoridades europeas en materia de estabilidad de precios.

El Ministerio de Economía indicó, según publicó el INE, que el mantenimiento de la inflación en niveles moderados favorece a los salarios, ya que permite que los incrementos retributivos continúen por encima de la evolución de los precios, con efectos positivos para el poder de compra familiar.

Finalmente, el INE recordó que los resultados definitivos del IPC y sus distintas componentes se comunicarán el 13 de marzo, permitiendo un análisis completo de la evolución de la inflación durante febrero y las posibles implicaciones para la política económica y las condiciones de vida en España.

Más de medio millón de hogares encendieron por primera vez un bombillo en 2024. Detrás de esa cifra hay una transformación silenciosa que no se limita a números, implica noches con luz para estudiar, negocios que pueden funcionar sin interrupciones y familias que acceden a un servicio básico que cambia rutinas completas.

El último balance de la Unidad de Planeación Minero - Energética (Upme) confirma ese avance. A través de su Índice de Cobertura de Energía Eléctrica (Icee), la entidad reportó que el país cerró el año con 17.966.870 viviendas conectadas al servicio, una diferencia significativa frente a las 17.427.519 registradas en 2023. En términos porcentuales, el crecimiento fue del 3,09%.

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La expansión, sin embargo, no puede leerse de manera aislada. El indicador nacional alcanzó el 93,12% en 2024, lo que representa un aumento de 0,45 puntos porcentuales frente al 92,71% del año anterior. Aunque el número de hogares conectados supera el medio millón, el incremento en la cobertura total se explica en parte por el crecimiento del parque habitacional del país.

“Aunque el país conectó más de medio millón de hogares, el indicador crece 0,45% porque también aumentó el número total de viviendas en Colombia, lo que demuestra que el Gobierno avanza incluso en un contexto de expansión demográfica”, resaltó la Upme.

En otras palabras, el reto no se limita a llevar redes eléctricas a donde antes no existían. También implica mantener el ritmo frente a una población que crece y a nuevas viviendas que se suman cada año, tanto en ciudades intermedias como en zonas rurales. La planificación energética debe anticiparse a esa dinámica para evitar rezagos.

Precisamente en el campo se registró uno de los movimientos más relevantes. La cobertura rural aumentó 3,13% en solo un año, el mayor salto del periodo reciente. Con ello, el Icee rural llegó a 75,92% en 2024. La cifra refleja un avance concreto en territorios históricamente dispersos, con baja densidad poblacional y complejidades geográficas que encarecen la expansión de redes tradicionales.

En muchos de estos lugares, la llegada de la energía eléctrica no solo representa comodidad doméstica. También habilita procesos productivos, refrigeración para alimentos, conectividad digital y servicios de salud más estables. El desafío, según la entidad, radica en combinar infraestructura convencional con soluciones alternativas que permitan cerrar brechas de manera sostenible.

En contraste, las zonas urbanas mantienen niveles cercanos a la universalización. La cobertura en ciudades se ubicó en 98,71%, consolidando una tendencia de estabilidad alta. Aun así, la meta oficial sigue siendo reducir la distancia que persiste entre lo urbano y lo rural, una brecha que históricamente marca diferencias profundas en oportunidades y calidad de vida.

Desde la entidad técnica insisten en que el avance no es fortuito. “El crecimiento en el acceso a la energía eléctrica demuestra que cuando el Estado planea con información técnica, los resultados llegan al territorio. La Upme no solo mide la cobertura, sino que, orienta la toma de decisiones, identifica brechas y proyecta soluciones que permiten que la energía llegue a donde antes no Llegaba”, agregó la Upme.

El mensaje apunta a la importancia de la planeación basada en datos. El Icee funciona como una radiografía anual que permite identificar dónde están los rezagos, qué regiones requieren intervenciones prioritarias y cómo asignar recursos de manera más eficiente. Para el sector energético, contar con información precisa es clave en un contexto de transición y de creciente demanda.

Así, el 2024 deja un balance positivo en materia de acceso a la electricidad. El país se acerca cada vez más a la cobertura plena, aunque el desafío sigue vigente en las zonas más apartadas. El ritmo de expansión demográfica obliga a mantener la inversión y la estrategia técnica para que el crecimiento no diluya los avances logrados.

Un equipo de investigadores presentó un sistema capaz de transformar el impacto de las gotas de lluvia en electricidad mediante un dispositivo flotante que utiliza el propio cuerpo de agua como parte esencial de su estructura.

El estudio, publicado en la revista National Science Review, describe un generador que prescinde de bases metálicas rígidas y reduce significativamente el peso y el costo frente a diseños tradicionales.

El desarrollo estuvo a cargo de científicos de la Universidad de Aeronáutica y Astronáutica de Nankín, quienes diseñaron el sistema denominado W-DEG (Water-integrated Droplet Electricity Generator).

La propuesta aprovecha la energía cinética de las gotas al caer y la convierte en pulsos eléctricos mediante un mecanismo que combina impacto, redistribución de cargas e inducción electrostática.

A diferencia de otros prototipos, el W-DEG flota directamente sobre la superficie del agua y utiliza el propio líquido como soporte mecánico y como electrodo inferior del sistema. Sobre esa base se instala una película dieléctrica que actúa como electrodo superior. Cuando una gota impacta sobre esta capa, se produce una redistribución de cargas eléctricas que genera un pulso de alto voltaje.

Según los resultados del estudio, cada gota puede alcanzar picos cercanos a los 250 voltios, valores comparables a los obtenidos por generadores con estructuras sólidas. El prototipo experimental, de 0,3 metros cuadrados, logró encender simultáneamente 50 luces LED y cargar pequeños capacitores en cuestión de minutos.

Las pruebas se realizaron bajo diferentes condiciones de temperatura y salinidad, incluso con agua de lago que contenía bioincrustaciones, sin afectar la estabilidad del rendimiento.

Uno de los elementos clave del diseño es la eliminación de materiales metálicos pesados. De acuerdo con los investigadores, el peso total del sistema se reduce en un 80 % en comparación con configuraciones convencionales, mientras que los costos se reducen aproximadamente a la mitad. Esta simplificación estructural es posible porque el agua cumple funciones tanto mecánicas como eléctricas dentro del dispositivo.

El funcionamiento se basa en tres componentes principales: una película dieléctrica superior, el cuerpo de agua inferior y un sistema de microdrenaje. La película capta la redistribución de cargas generada por el impacto; el agua actúa como electrodo y soporte; y los microorificios permiten evacuar el exceso de líquido durante lluvias intensas, evitando interferencias en la transmisión eléctrica.

La tensión superficial del agua también cumple un papel determinante. Este fenómeno físico estabiliza la película durante el impacto y favorece la expansión de la gota, lo que optimiza la transferencia de energía. Además, los iones presentes en el agua funcionan como portadores de carga, completando el circuito eléctrico y reforzando la conductividad del sistema.

El equipo liderado por el profesor Wanlin Guo destacó que integrar el agua como parte estructural abre una vía diferente para la generación energética a partir de la lluvia. En lugar de depender exclusivamente de soportes rígidos, el diseño aprovecha propiedades físicas naturales para simplificar la arquitectura y aumentar la eficiencia.

Entre las aplicaciones potenciales del W-DEG se encuentran la alimentación de sensores ambientales en zonas remotas, sistemas de comunicación de baja potencia y microiluminación en regiones con precipitaciones frecuentes. La naturaleza flotante del dispositivo facilita su instalación en lagos, embalses, canales o áreas costeras sin necesidad de infraestructuras complejas.

Los investigadores subrayan que esta tecnología no pretende sustituir a fuentes consolidadas como la solar o la eólica, sino complementarlas. En jornadas lluviosas, cuando la generación fotovoltaica disminuye, un sistema de este tipo podría aportar energía adicional para redes distribuidas o necesidades puntuales.

Sin embargo, aún existen desafíos técnicos. La variabilidad en el tamaño y velocidad de las gotas puede influir en la estabilidad del rendimiento, y la durabilidad de las películas dieléctricas en entornos abiertos requiere mejoras adicionales. También será necesario desarrollar soluciones de almacenamiento que compensen la intermitencia propia de las precipitaciones.

El escenario económico de la Argentina enfrenta un desafío persistente en el inicio del tercer mes del año. El Índice de Precios al Consumidor (IPC) mantiene una tendencia alcista que se ha consolidado a lo largo del último tiempo, acumulando ocho meses consecutivos de aceleración inflacionaria. Esta inercia de precios, lejos de encontrar un techo, presenta un nuevo capítulo con el comienzo de marzo de 2026, mes que históricamente se caracteriza por una fuerte presión estacional sobre la canasta de bienes y servicios. En este contexto, una serie de incrementos regulados y contratos privados ya confirmados impactarán directamente en el poder adquisitivo de los hogares.

Transporte público en el AMBA

Uno de los ajustes con mayor incidencia en la movilidad cotidiana es el del transporte automotor en el Área Metropolitana de Buenos Aires (AMBA). La Secretaría de Transporte de la Nación confirmó un incremento del 7,7% que entrará en vigencia a partir del 16 de marzo para las denominadas “líneas nacionales”, que son aquellas que realizan recorridos entre la Ciudad de Buenos Aires y el conurbano bonaerense.

Con la nueva actualización, el cuadro tarifario para los usuarios con tarjeta SUBE registrada quedará compuesto de la siguiente manera: el boleto mínimo (de 0 a 3 kilómetros) costará $700; el tramo de 3 a 6 kilómetros pasará a $779,78; de 6 a 12 kilómetros se ubicará en $839,86; de 12 a 27 kilómetros llegará a $899,99; y los recorridos de más de 27 kilómetros alcanzarán los $959,71.

En contrapartida, quienes utilicen el servicio sin la tarjeta registrada deberán afrontar costos sensiblemente superiores: el mínimo subirá a $1.113; el tramo de 3 a 6 kilómetros a $1.239,85; de 6 a 12 kilómetros a $1.335,38; de 12 a 27 kilómetros a $1.430,98; y el tramo más largo se fijará en $1.525,94.

Peajes

El costo de circular por las principales vías del país también sufrirá modificaciones. La Dirección Nacional de Vialidad aprobó un incremento del 19% en los peajes de las rutas nacionales y autopistas administrados por la empresa Corredores Viales S.A.

Esta suba, que en realidad rige a partir de hoy, impactará no solo en los vehículos particulares que se desplazan hacia los centros urbanos, sino también en el transporte de carga, lo que suele tener un efecto secundario en los precios finales de la logística y distribución de mercaderías.

Electricidad y agua

El sector energético también presentará variaciones en las facturas que recibirán los usuarios durante el mes de marzo. Tras los procesos de audiencias públicas y la actualización de los costos de generación y distribución, las tarifas de luz de la provincia de Buenos Aires sufrirán desde el 1° de marzo incrementos que oscilarán entre el 12% y el 17%. El impacto final dependerá de la categoría de segmentación en la que se encuentre el usuario (Nivel 1, Nivel 2 o Nivel 3), siendo los sectores de mayores ingresos y aquellos que superen los topes de consumo subsidiado los que percibirán los ajustes más cercanos al techo del 17%.

En paralelo, se hará efectivo un nuevo aumento del 4% en las tarifas de AySA. Cabe recordar, que a fines del año pasado se determinó un incremento escalonado entre enero y abril de este año, con una suba del 4% por mes. La empresa presta servicios para 3,8 millones de usuarios, lo que representa un área de 15 millones de habitantes de la Ciudad de Buenos Aires y el conurbano.

Prepagas

El sistema de medicina prepaga continuará con su esquema de actualizaciones mensuales. Para marzo, las empresas del sector han comunicado a sus afiliados incrementos que van del 2,9% al 3,2%. Estos porcentajes se aplicarán sobre el valor de la cuota de febrero y responden a la estructura de costos de los prestadores de salud, que incluyen insumos médicos y acuerdos paritarios del sector sanidad.

Alquileres

El sector inmobiliario inicia el mes de marzo con dos esquemas de actualización claramente diferenciados para los contratos de locación vigentes. Para aquellos contratos que aún se rigen por la Ley 27.551, el ajuste se determina a través del Índice para Contratos de Locación (ICL). En este caso, el aumento confirmado para el mes de marzo se sitúa en el 33,89%. Este indicador, que promedia las variaciones de la inflación y los salarios, impactará en los acuerdos que mantienen la periodicidad de ajuste establecida en dicha norma.

En tanto, los contratos celebrados bajo la vigencia de la Ley 27.737 presentan un panorama distinto. Estos acuerdos, que utilizan la fórmula “Casa Propia” para la actualización de los montos, registrarán en marzo un incremento semestral del 16,61%.

De acuerdo con la agencia EFE, el país consiguió restablecer totalmente el servicio eléctrico a las 23:53 del lunes, poniendo fin a una emergencia que se extendió desde la mañana de ese día. El Ministerio de Energía y Minas, a través de un comunicado firmado por su titular Joel Santos, informó que el restablecimiento del Sistema Eléctrico Nacional Interconectado (SENI) requirió un proceso escalonado que garantizase la estabilidad y el equilibrio entre la carga, la generación y la sincronización de los circuitos en toda la República Dominicana. Con la red completamente estabilizada, las autoridades anunciaron la activación de los mecanismos para investigar de manera técnica y detallada las causas que desataron el incidente.

Durante las horas en que el país permaneció sin suministro, numerosos comercios, especialmente colmados y negocios pequeños sin plantas eléctricas, enfrentaron pérdidas en ventas y daños en mercancía sensible, como alimentos lácteos, carnes y embutidos, según publicó EFE. Fenacerd precisó que, además de los daños en productos y ventas interrumpidas, los comerciantes asumieron un gasto adicional estimado en 135 millones de pesos (2,1 millones de dólares) en combustible, indispensable para operar sistemas eléctricos de respaldo durante el corte. El gremio empresarial solicitó una revisión exhaustiva del incidente, apuntando a que este tipo de eventos resultan recurrentes y causan graves afectaciones económicas.

El apagón nacional respondió a lo que las autoridades definieron como una “falla mayor”, la cual se detectó alrededor de las 10:53 de la mañana en una línea que aporta 138 kilovatios al SENI. Tras la interrupción inicial, se produjo una reacción en cadena cuya consecuencia fue la desconexión progresiva de las plantas de generación y transmisión eléctrica en distintos puntos del territorio, reportó EFE. La Empresa de Transmisión Eléctrica Dominicana (ETED) explicó que la salida intempestiva de las unidades de generación de la Compañía de Electricidad de San Pedro de Macorís (CESPM) y de la Central Eléctrica Quisqueya, localizadas en la región este del país, provocó el disparo en cascada de las demás instalaciones.

República Dominicana experimentó un episodio similar el 11 de noviembre, cuando una avería en el sistema de transmisión provocó otro apagón nacional. Las autoridades destacan que los mecanismos de respuesta técnica para la restauración del servicio incluyen estrictos criterios para asegurar la estabilidad, el balance entre la demanda y la producción, y la recuperación progresiva de los circuitos por todo el país, según consignó EFE.

El restablecimiento total de la red eléctrica nacional marca el inicio de una nueva etapa de indagaciones orientadas a esclarecer las causas exactas del fallo. El Ministerio de Energía y Minas reiteró que los procedimientos de recuperación se desarrollaron siguiendo los parámetros establecidos por expertos, buscando evitar fluctuaciones críticas y nuevas interrupciones. El sector empresarial, por su parte, insiste en la necesidad de acciones gubernamentales y técnicas que permitan reforzar la confiabilidad del sistema eléctrico y prevenir incidentes similares.

La apuesta de Jensen Huang, CEO de Nvidia, por la inteligencia artificial (IA) como infraestructura esencial del futuro, al nivel de servicios básicos como el agua, la electricidad o Internet, marca un punto de inflexión en la industria tecnológica.

Esta visión, expuesta durante el evento anual de Dassault Systèmes en Houston, plantea una transformación radical en la manera en que se diseñan, fabrican y operan productos y fábricas en la era digital.

Por qué la IA será tan esencial como el agua o la electricidad

Durante su intervención, Jensen Huang subrayó que la IA pronto se integrará de forma tan fundamental en la vida cotidiana que funcionará como un servicio básico, equiparable a recursos como el agua o la electricidad.

“La Inteligencia Artificial (IA) pronto se convertirá en una infraestructura básica, como lo es ya el agua, la electricidad o Internet”, sostuvo.

Su argumento se basa en la capacidad de la IA para facilitar el diseño, la simulación y la producción en entornos completamente digitales, eliminando la frontera entre el mundo físico y el virtual.

Según el CEO de Nvidia, el futuro cercano implicará que el “100% del tiempo” en procesos industriales se desarrolle en plataformas digitales, incluso después de las etapas de diseño, simulación y validación. Todo esto será posible gracias a la integración de software avanzado, inteligencia artificial y gemelos virtuales.

Herramientas como Solidworks o 3DExperience de Dassault Systèmes, utilizadas por ingenieros de Nvidia, permitirán coordinar desde el diseño de automóviles hasta la gestión de fábricas y productos terminados, todo dentro de un mismo entorno digital.

Huang expresó: “La IA física es la próxima frontera de la IA, basada en las leyes del mundo físico. Junto con Dassault Systèmes, estamos uniendo décadas de liderazgo industrial con la IA y las plataformas Omniverse de Nvidia para transformar la forma en que millones de investigadores, diseñadores e ingenieros construyen las industrias más grandes del mundo”.

Gemelos digitales y simulación: el salto hacia la producción digital en tiempo real

La relación estratégica entre Nvidia y Dassault Systèmes, que cumple 25 años, tiene como objetivo llevar la colaboración en diseño y fabricación digital a escalas inéditas: “cien, mil y muy pronto un millón de veces superiores, con interacción en tiempo real”, afirmó Pascal Daloz, CEO de Dassault Systèmes.

El desarrollo de los gemelos virtuales permitirá que procesos que antes requerían renderización previa u “offline” se ejecuten en tiempo real. Daloz citó ejemplos como la simulación instantánea de sistemas aerodinámicos, robots conectados que operan en fábricas virtuales sin latencia y ciclos de producto que se diseñan, prueban y ajustan al momento.

Esta evolución no solo se limita al diseño industrial. Huang y Daloz exploraron cómo la IA y los gemelos digitales pueden replicar y explicar fenómenos del mundo real, abarcando áreas tan diversas como la biología y la ciencia de materiales.

IA y biología: traducir el lenguaje de la vida

Huang planteó que computar el modelo del mundo biológico exige aprender su lenguaje, es decir, comprender el ADN, las proteínas y las células, así como sus interacciones y propiedades.

A partir de ese conocimiento, la IA puede traducir entre el lenguaje humano y la biología para generar nuevas proteínas, químicos y materiales con características específicas, como mayor resistencia, menor peso o mayor durabilidad.

El CEO de Nvidia considera que esta convergencia entre IA y biología abrirá una de las áreas más potentes de la ingeniería en la próxima década. Por su parte, Pascal Daloz puso como ejemplo el caso de Group Bel, que utiliza modelos biológicos y gemelos digitales de proteínas para crear alimentos más saludables, optimizar el uso de agua y avanzar en la sustitución de proteínas lácteas por alternativas no lácteas.

Fábricas definidas por software: el futuro de la manufactura inteligente

La visión de Jensen Huang incluye la creación de fábricas definidas enteramente por software. Ya no se trata solo de diseñar el producto y construir la planta, sino de que las capacidades de cada fábrica condicionen directamente el desarrollo de los productos.

Cada fábrica será diseñada en sistemas CAD, simulada y operada dentro de un gemelo virtual. Esto implica gestionar millones de objetos, secuenciar y espaciar operaciones, localizar robots y ejecutar inteligencias artificiales que permitan manipular, ensamblar y mover componentes de forma segura.

Huang explicó este concepto de “fábricas de IA” como una industrialización a escala nunca vista, que abarcará tres frentes: la construcción de múltiples fábricas de chips, la creación de plantas de ensamblaje de supercomputadoras y el desarrollo de instalaciones especializadas en entrenar modelos de IA.

Nvidia utiliza las herramientas de Dassault Systèmes para diseñar, planificar y simular estos entornos digitales, llegando incluso a ejecutar la red y los supercomputadores dentro del gemelo virtual antes de iniciar la construcción física.

Este enfoque optimiza el rendimiento, la potencia, la temperatura y la refrigeración usando IA, permitiendo detectar posibles incompatibilidades antes de realizar inversiones, cuantificar inventarios y evitar errores de ejecución. Como concluyó Huang, “al realizarse todo primero en el mundo digital, no se cometen errores”.

Los pobladores del área cercana a la Ciénaga de la Virgen, en Cartagena, alertaron a las autoridades luego de presenciar los cadáveres de numerosos flamencos rosados flotando sobre la superficie.

A través de redes sociales se publicaron algunas de las imágenes de las aves inertes, que por temporadas del año llegan a Cartagena, como parte de sus hábitos migratorios, con puntos de partida como Venezuela, el departamento de La Guajira y algunas islas del Caribe.

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Estos vistosos animales suelen llegar en busca de crustáceos, algas y otros invertebrados, especialmente cuando el nivel del agua disminuye.

Sin embargo, la muerte masiva despertó dudas en los cartageneros y en las autoridades que, de inmediato, acudieron a los organismos responsables del cuidado del hábitat temporal de estos migrantes alados.

En primera instancia, los decesos estarían relacionados con la presencia de redes eléctricas en el sector. Voceros del Establecimiento Público Ambiental de Cartagena (EPA), emitieron un comunicado en el que apuntaron que el hecho pudo deberse a una irregularidad con unas torres de tensión, cuya electricidad habría entrado en contacto con el agua.

Afirmaron que “se estableció contacto con la empresa encargada para que verifique la situación y tome las medidas de mitigación del caso”. Además descartaron cualquier amenaza de carácter ambiental en el punto en el que aterrizan temporalmente las aves.

“Ante los recientes reportes sobre flamencos encontrados sin vida, informamos que la Ciénaga de la Virgen mantiene condiciones ambientales adecuadas y continúa siendo refugio de aves migratorias. Desde el EPA Cartagena seguimos atentos y comprometidos con la protección de la fauna silvestre y nuestros ecosistemas”, se lee en la comunicación.

No obstante, desde la entidad ambiental se aseguró que a través de su unidad de fauna llevará a cabo estudios para evaluar si hay presencia de agentes patógenos que puedan estar vinculados a la muerte de los flamencos.

En esa medida, el EPA acentuó la importancia de proteger la fauna silvestre de la zona y exhortó a los actores públicos y privados que realizan actividades en el área de influencia de la Ciénaga de la Virgen a respetar este ecosistema.

Muerte de flamencos, un fenómeno que se repite

José González Torregloza, representante de la Corporación Ambiental y Ecológica Ciénaga de la Virgen (Corpaecv), también se unió a la versión de los eventuales problemas eléctricos. Explicó que la problemática no es nueva y, en consecuencia, pidió a las autoridades medidas urgentes.

“Les pedimos a las autoridades que se pongan en contacto con las empresas responsables de los cables para que implementen medidas. No nos oponemos al desarrollo, pero debe estar acorde a la naturaleza”, afirmó González Torregloza.

Dijo que los flamencos son la única especie “que está siendo afectada. Se trata de una especie en peligro y de gran importancia para el avistamiento de aves en nuestro territorio”, advirtió González Torregloza, en entrevista con el diario cartagenero El Universal.

Adicionalmente, el representante de Corpaecv solicitó una investigación para determinar si las muertes de los flamencos rosados pueden deberse a causas subyacentes, por fuera de un incidente que provocó un contacto con el cableado eléctrico o si existen otras causas subyacentes.

“Los primeros flamencos que encontramos sí tenían claras las huellas de las redes, pero nos pareció extraño que otros no tenían. Lo cierto es que la población que antes pernoctaba en la Ciénaga de la Virgen ha descendido bastante y estamos preocupados”, agregó.

Tres semanas antes fueron avistados más de 100 flamencos en la Ciénaga de la Virgen

El 27 de enero de 2026, desde la Alcaldía se reportó la llegada de más de 100 flamencos americanos (Phoenicopterus ruber) a la Ciénaga de la Virgen.

Según voceros del distrito de La Heroica, la llegada de las aves sería un “indicador positivo del proceso de recuperación ambiental de este importante cuerpo de agua”, posición que también compartió el EPA.

Según esta entidad, en los últimos tres años se han registrado avistamientos de flamencos en distintos puntos de la ciénaga, pero en esta ocasión se observó una mayor concentración de ejemplares.

Aurora Vidal, bióloga del EPA Cartagena, explicó que la presencia o ausencia de flamencos está directamente relacionada con la disponibilidad de especies que les otorgan su coloración rosada.

“Cuando ya no existen las especies de las que ellos se alimentan, dejamos de verlos. Por eso, durante mucho tiempo no se observaron flamencos en Cartagena, ya que las condiciones ecosistémicas no lo permitían”, señaló.

La Alcaldía de Cartagena hizo un llamado a la comunidad para evitar arrojar residuos sólidos y vertimientos contaminantes en los cuerpos de agua, especialmente en la Ciénaga de la Virgen.

La modernización del mercado eléctrico en Perú enfrenta serios obstáculos debido a la ausencia de reglamentos clave y una rotación constante en cargos estratégicos, fenómeno que ha generado un clima de incertidumbre y parálisis en la implementación de reformas decisivas para la integración de energías renovables.

La reciente designación de Nilo Rubén Pereira Torres como viceministro de Electricidad en 2026 añade otro componente al estancado avance normativo, particularmente en áreas críticas como los reglamentos de licitaciones, servicios complementarios (SSCC) y regulaciones para el operador en sistemas aislados.

El mercado eléctrico peruano enfrenta retrasos en su reforma

Según la Asociación Peruana de Energías Renovables (SPR), representada por su vicepresidente Riquel Mitma, la demora en concretar la modernización legislativa expone a la economía a riesgos estructurales, principalmente por la falta de competencia y transparencia en el sector eléctrico.

Uno de los efectos señalados es la amenaza directa sobre la competitividad nacional, en especial en industrias intensivas como la minería, que depende de tarifas eléctricas estables y bajas. Pero todo permanece detenido en la Dirección General de Electricidad del MINEM.

Mitma advierte que, sin reglas claras para permitir la plena integración de las renovables, los elevados costos del servicio eléctrico podrían impactar el conjunto del aparato productivo e incluso transferirse al índice de precios, promoviendo la inflación.

Cambio de paradigma y competencia real en el mercado eléctrico

La reforma propuesta busca romper con años de discrecionalidad ejercida por las empresas distribuidoras, que solían suscribir contratos bilaterales opacos con generadoras, excluyendo procesos de licitación abiertos y transparentes.

Esta práctica ha sostenido, según la SPR, precios regulados cercanos a 70 USD/MWh, el doble de los 35-40 USD/MWh que obtienen los usuarios libres, limitando así la competitividad del mercado. El objetivo principal de las nuevas normas es lograr que los precios reflejen la realidad competitiva del sector, incentivando la inversión en nuevos proyectos energéticos.

Para los socios de la SPR resulta crucial poder participar en licitaciones públicas no solo con las eléctricas estatales bajo el régimen de FONAFE, sino también con distribuidoras de Lima y otras regiones, objetivo que se vislumbra hacia 2028.

Actualmente, subsiste una falta de información sobre los volúmenes y calendarios de contratación por parte de las distribuidoras, situación que impacta negativamente sobre la planificación empresarial y reduce los incentivos para competir.

Bajo el esquema normativo propuesto, todos los contratos futuros deberían publicarse, brindando a los inversionistas señales precisas para identificar oportunidades y preparar sus estrategias, “permitiendo que los actores diseñen sus ofertas para futuras licitaciones”, según indica Mitma.

Separación de potencia y energía: oportunidades y resistencia sectorial

Uno de los cambios más relevantes de la reforma radica en la separación de la contratación de potencia y energía, permitiendo que tecnologías como la solar y la eólica compitan en los bloques horarios donde son más eficientes.

Mitma sostiene que “se elimina la obligación previa de asociar potencia y energía en un solo paquete, abriendo el mercado a más participantes”. Este mecanismo está diseñado para incentivar la diversificación tecnológica y premiar la eficiencia.

La propuesta, sin embargo, ha generado resistencia en actores tradicionales, particularmente en el sector de las centrales termoeléctricas. Estas empresas perciben la medida como una amenaza directa a su hegemonía en el mercado, ya que la competencia horaria favorecería la entrada de renovables y alternativas flexibles como las baterías.

La deuda pendiente en servicios complementarios (SSCC)

El mercado peruano carece de un entorno regulado para los servicios complementarios, esenciales para la estabilidad y fiabilidad del sistema eléctrico. Estos incluyen reservas de frecuencia, inercia y sistemas de arranque inmediato.

Aunque, por ley, la provisión de estos servicios debe ser voluntaria y recompensada conforme a protocolos técnicos del COES, la ausencia de reglamento impide su desarrollo formal.

Mitma enfatiza que esta carencia normativa obliga a imponer requisitos técnicos de respaldo, como inercia sintética y regulación primaria de frecuencia (RPF), directamente sobre los proyectos renovables. Esto incrementa los costos de inversión y limita el despliegue de nuevas tecnologías limpias.

El ejecutivo, que también dirige el área de Regulación en EDF Power Solutions, señala: “Solo un mercado integrado de SSCC permitirá que los participantes elijan la mejor tecnología de respaldo, reduciendo costos para los usuarios”.

Transparencia, inversiones y sostenibilidad de largo plazo

La aprobación de los reglamentos pendientes y la implementación de procesos de licitación abiertos constituyen el único camino para destrabar nuevos proyectos de energías renovables y reducir la fuerte dependencia peruana del gas natural, que actualmente representa un 40% de la oferta eléctrica y cuya vida útil se estima en apenas 13 años de acuerdo con el Ministerio de Energía y Minas (MINEM).

Mitma sostiene que “sin reglas claras, la única opción de un proyecto renovable es vender energía a quien ya tiene potencia firme, lo que limita la competencia”. Esta falta de certidumbre desalienta inversiones y restringe la entrada de nuevos operadores en el mercado.

El impacto trasciende el sector eléctrico y golpea especialmente a la minería, que requiere tarifas competitivas para sostener su atractivo internacional. Mitma advierte que “si la electricidad es cara y poco competitiva, la industria nacional pierde atractivo y puede verse afectada la viabilidad de grandes inversiones, sobre todo en minería, que es intensiva en consumo eléctrico”.

De esta manera, la SPR insiste en que retrasar la modernización del mercado y la apertura competitiva compromete la competitividad del Perú, con riesgos concretos para el crecimiento económico nacional y la sostenibilidad de largo plazo.

El Índice de Precios al Consumidor (IPC) Nacional Urbano registró en enero de 2026 una variación mensual de 0.2% respecto a diciembre de 2025, según el informe publicado por el Instituto Nacional de Estadística y Censo (INEC). El dato confirma un inicio de año con presiones moderadas sobre los precios, impulsadas principalmente por electricidad, transporte aéreo y seguros.

El IPC es el indicador que mide la variación promedio de los precios de un conjunto representativo de bienes y servicios que consumen los hogares. Es la principal referencia para medir la inflación, ya que refleja cuánto aumentan o disminuyen los precios en comparación con un período anterior. En Panamá, el cálculo se realiza bajo la base 2024=100, lo que permite actualizar las ponderaciones según los patrones de consumo más recientes.

De acuerdo con el reporte oficial, el IPC Nacional Urbano aumentó 0.2% en enero, mientras que la provincia de Panamá registró una variación de 0.5% y el Resto Urbano mostró 0.1%. La diferencia regional refleja mayor presión en la capital, donde el peso del transporte y servicios es más significativo.

En términos simples, una variación mensual de 0.2% en el IPC es baja. Significa que, en promedio, los precios subieron muy poco en comparación con el mes anterior.

No refleja una inflación fuerte ni un aumento generalizado en el costo de vida, sino ajustes puntuales en algunos productos o servicios. Si ese ritmo se mantuviera durante todo el año, la inflación anual sería moderada y manejable.

En la práctica, un 0.2% indica que los precios están relativamente estables y que no hay, por ahora, una presión inflacionaria significativa en la economía.

Entre las divisiones que impulsaron el alza destacan Seguros y servicios financieros con 1.1%, Vivienda, agua, electricidad y gas con 0.9%, y Recreación, deporte y cultura con 0.5%. En seguros, el incremento estuvo asociado al aumento en el seguro de automóvil y servicios financieros (1.5%). En vivienda, la mayor variación se registró en electricidad, que subió 4.8%, siendo uno de los principales factores de incidencia mensual.

El componente de Transporte aumentó 0.4%, impulsado por un fuerte incremento de 29.1% en el transporte aéreo nacional e internacional. Este comportamiento suele observarse en temporadas de alta demanda o ajustes tarifarios de inicio de año. También registraron incrementos Servicios de restaurantes y alojamientos (0.2%), especialmente por el alza en hoteles y posadas.

En Alimentos y bebidas no alcohólicas, el aumento fue de 0.1%, con variaciones destacadas en café y té (1.1%), carnes (0.8%) y pescados y mariscos (0.7%). El encarecimiento de proteínas frescas y productos básicos influyó en el resultado del mes, aunque el impacto general fue moderado.

No todas las divisiones mostraron incrementos. Servicios educativos registró una caída de 0.5%, asociada principalmente a una disminución en educación terciaria (-1.5%). También bajaron Prendas de vestir y calzado (-0.2%), especialmente por la reducción en precios de calzado, así como Muebles y equipo doméstico (-0.1%) e Información y comunicación (-0.1%).

En términos de incidencia, la gráfica oficial del informe muestra que Vivienda y Transporte fueron las divisiones con mayor contribución positiva al índice, mientras que Servicios educativos y vestimenta restaron presión al resultado general.

En perspectiva anual, Panamá cerró 2025 con una inflación acumulada cercana al 1.7%, manteniéndose dentro de rangos históricamente bajos en comparación con economías regionales. En los últimos años, el comportamiento del IPC ha sido relativamente contenido, tras los picos observados en 2022 vinculados al encarecimiento internacional de combustibles y alimentos.

En 2023 la inflación se moderó progresivamente, mientras que en 2024 y 2025 se observó un entorno de estabilidad de precios con variaciones mensuales bajas, apoyadas en subsidios energéticos y relativa estabilidad cambiaria. El resultado de enero de 2026 sugiere continuidad en esa tendencia de inflación moderada, aunque sectores como electricidad y transporte muestran volatilidad puntual.

El IPC no solo mide inflación general. También es utilizado como referencia para ajustes salariales, contratos de alquiler, tarifas y análisis macroeconómico, por lo que su evolución es clave para empresas, consumidores y autoridades.

El comportamiento de enero evidencia que los mayores impulsos provinieron de servicios regulados y costos financieros, más que de una presión amplia en alimentos. El alza en electricidad y transporte aéreo marcó la pauta del mes, mientras que educación y vestimenta amortiguaron el resultado total.

Con una variación mensual de 0.2% y un índice que se mantiene en torno a niveles estables, Panamá inicia 2026 con un escenario inflacionario controlado, aunque dependiente del comportamiento energético y de servicios. La evolución en los próximos meses será determinante para confirmar si la tendencia de moderación se mantiene o si aparecen nuevas presiones externas.

Tribuna de Diego Balverde, especialista en Finanzas Climáticas y Economista del Banco Central Europeo

El crecimiento económico siempre estuvo ligado a una fuente invisible: la energía. Donde hay electricidad estable, hay producción, transporte, frío industrial y datos. Donde falta, aparecen los cuellos de botella. En un mundo atravesado por olas de calor, crisis de precios y tensiones geopolíticas, la energía dejó de ser un insumo más y pasó a ser un factor decisivo de competitividad.

Las cifras explican el cambio. La Agencia Internacional de la Energía estima que más del 70% de la industria mundial depende de la electricidad continua para sostener procesos productivos. Al mismo tiempo, el Banco Mundial advierte que los cortes energéticos pueden reducir la productividad urbana hasta en 5% anual en regiones vulnerables. La conclusión es directa: la energía ya no acompaña al crecimiento; lo selecciona. “El desarrollo no se mide solo en capital o tecnología. Se mide en kilovatios confiables”.

La estabilidad energética define qué sectores prosperan y cuáles se frenan. Industrias intensivas en consumo eléctrico, como alimentos, metalurgia o logística refrigerada, requieren redes robustas y precios previsibles. Ejemplos recientes:

● Fábricas con sistemas propios de generación redujeron paradas técnicas en picos de demanda.

● Los centros de datos se instalaron en regiones con redes estables y clima más templado.

● Las plantas industriales con eficiencia energética bajaron su factura hasta 20%.

● Puertos con equipos electrificados disminuyeron dependencia de combustibles importados.

“La electricidad dejó de ser un gasto fijo. Se convirtió en ventaja productiva”.

Energía limpia como factor de competencia

No toda la energía ofrece la misma estabilidad. Fuentes renovables combinadas con almacenamiento permiten aislar parte de la producción de la volatilidad de precios internacionales.

Casos concretos:

● Parques industriales con energía solar y baterías mantienen turnos aún con cortes de red.

● Plantas agroalimentarias con biomasa reducen costos de secado y refrigeración.

● Ciudades con redes inteligentes distribuyen carga en olas de calor.

● Regiones con generación distribuida atraen inversión manufacturera.

La Agencia Internacional de Energías Renovables estima que la integración de renovables puede reducir la exposición a crisis energéticas hasta 30% en economías industriales. “La transición energética dejó de ser ambiental. Pasó a ser competitiva”.

Infraestructura que sostiene el crecimiento

No basta con producir energía. Hay que transportarla y administrarla. Redes obsoletas generan pérdidas, cortes y sobrecostos.

Ejemplos sectoriales:

● Líneas reforzadas reducen apagones en temporadas de calor extremo.

● Subestaciones modernizadas sostienen la expansión industrial.

● Sistemas digitales anticipan picos de consumo.

● Microredes rurales permiten producción fuera de grandes centros urbanos.

El Banco Interamericano de Desarrollo señala que cada dólar invertido en redes eléctricas modernas puede generar hasta 3 dólares en actividad económica asociada. “La infraestructura energética se volvió política de desarrollo”.

Financiamiento para la nueva geografía eléctrica

El sistema financiero ya distingue entre proyectos con energía estable y proyectos expuestos a volatilidad.

Herramientas en expansión:

● Bonos para redes inteligentes y almacenamiento.

● Créditos ligados a eficiencia energética.

● Fondos de inversión en generación distribuida.

● Seguros contra interrupciones eléctricas.

En América Latina, los proyectos solares industriales concentran una parte creciente del financiamiento productivo. En Europa, los planes de electrificación industrial se integran a políticas de competitividad. En Asia, la red eléctrica es una prioridad estratégica. “El capital no sigue sólo al mercado. Sigue al suministro”.

La energía dejó de ser neutra. La escasez se volvió económica. La estabilidad se volvió valor. “El crecimiento ya no depende solo de la demanda. Depende del voltaje”.

Que la energía defina quién crece no significa que el desarrollo se limite. Significa que se ordena. Regiones con redes robustas, industrias eficientes y sistemas propios de generación no solo reducen costos: atraen inversión, sostienen empleo y estabilizan precios. “El futuro productivo no se construirá solo con mercados. Se construirá con energía confiable”.

El Ministerio de Economía, Comercio y Empresa explicó que la capacidad de compra de las familias aumentó un 1,5% en el año 2025, resultado de que los incrementos salariales superaron a la inflación media anual. Este dato se suma a la desaceleración del Índice de Precios de Consumo (IPC) registrada al iniciar 2026, cuando la tasa interanual cayó seis décimas hasta situarse en el 2,3%, porcentaje que no se alcanzaba desde junio de 2025. Según publicó el Instituto Nacional de Estadística (INE), este descenso superó las previsiones iniciales, ya que el dato adelantado fijaba el índice en el 2,4%, cinco décimas menos que el mes previo.

El INE detalló que la disminución en la tasa interanual del IPC en enero fue consecuencia de la reducción de los precios de los carburantes y lubricantes para vehículos personales, que contrastó con el incremento registrado en enero de 2025. Además, la evolución de los precios de la electricidad también influyó, ya que, aunque aumentaron respecto a diciembre, lo hicieron en menor medida que en el mismo periodo del año anterior. De acuerdo con Estadística, el grupo de vivienda mostró un recorte de tres puntos en su tasa interanual, hasta el 2,7%, como resultado del comportamiento de la electricidad. En paralelo, el grupo de transporte registró una variación interanual negativa del -0,1%, vinculada al abaratamiento de combustibles.

Según informó el INE, la caída de seis décimas experimentada en enero representa el retroceso mensual más acusado desde marzo de 2025. Con este movimiento, el IPC interanual encadenó tres meses consecutivos a la baja, después de que en octubre de 2025 el indicador alcanzara un máximo de 3,1% en 16 meses. El Ministerio de Economía valoró la moderación de la inflación como coherente con el objetivo del Banco Central Europeo, que persigue mantener una inflación en torno al 2%.

En lo referente a la inflación subyacente, que excluye alimentos no elaborados y productos energéticos, el INE reportó que el indicador permaneció estable por tercer mes seguido en el 2,6%. Este componente se consolidó, por tanto, sin cambios significativos en la evolución reciente de los precios base de la economía.

De acuerdo con los datos difundidos por el INE, el análisis por comunidades autónomas reflejó que todas ellas comenzaron el año con tasas interanuales positivas. La Comunidad de Madrid encabezó la lista con un 3%, seguida en el rango inferior por Asturias, Castilla-La Mancha, Galicia, Murcia y La Rioja, donde la tasa alcanzó el 1,9%. Estas diferencias territoriales evidenciaron una dispersión en el comportamiento de los precios al interior del país.

El informe también abordó la variación mensual de los precios entre diciembre de 2025 y enero de 2026, cuando el IPC bajó un 0,4%. El INE señaló que esta disminución se vinculó, principalmente, a la campaña de rebajas de invierno, que motivó una reducción del 13,1% en los precios de vestido y calzado, la mayor contribución a la caída general. Los precios de actividades recreativas, deportivas y culturales disminuyeron un 2,8%, relacionados con un menor precio de los paquetes turísticos. Además, el transporte redujo sus precios mensuales en un 1,1%, afectado por la menor cotización de los combustibles y otros servicios relacionados con vehículos personales.

Por otra parte, el grupo de vivienda experimentó un encarecimiento del 0,9% respecto a diciembre, impulsado por la subida en el coste de la electricidad, según especificó el INE. El comportamiento de estos grupos incidió de manera directa en la evolución del índice general.

El IPC armonizado (IPCA), utilizado para comparaciones europeas, también mostró una reducción de seis décimas en su tasa interanual, situándose en el 2,4% en enero y registrando una variación mensual negativa del 0,8%, reportó el INE.

En sus valoraciones, el Ministerio de Economía recalcó que la reciente caída de la inflación favorece el poder adquisitivo de los hogares, lo que permite sostener el consumo interno. Este argumento se fundamentó en la evolución de los salarios durante el último ejercicio y su relación directa con el comportamiento de los precios al consumidor.

El seguimiento de la inflación subyacente y general mantuvo una tendencia estable y de desaceleración a lo largo de los últimos meses, encajando con el planteamiento del Banco Central Europeo. De este modo, el arranque del año 2026 reflejó un entorno de precios en desaceleración, marcando diferencias tanto por sectores como por territorios, en el marco de los datos oficiales recogidos por el Instituto Nacional de Estadística y reportados por el Ministerio de Economía.

La implementación del modo de operación reforzada por parte de Red Eléctrica de España (REE) ha representado un coste adicional para los usuarios sujetos a la tarifa regulada, quienes han experimentado un recargo diario promedio de cuatro céntimos en su factura si mantienen un consumo mensual de 300 kilovatios hora. Esta medida, en vigor tras el apagón ocurrido el 28 de abril, ha incrementado considerablemente los gastos totales del sistema eléctrico español, según informó el propio operador del sistema.

De acuerdo con la información publicada por REE, el gasto derivado de la aplicación de la operación reforzada sumó 516 millones de euros desde mayo hasta diciembre. Esta cifra equivale al 2,18% del total de los costes del sistema eléctrico nacional correspondiente a ese periodo, que superaron los 23.600 millones de euros. El medio detalló que la operación reforzada se diseñó para incrementar la estabilidad de la red tras el apagón de abril, lo que ha conllevado un uso mucho más intensivo de la generación convencional, especialmente los ciclos combinados de gas natural.

El apagón, registrado el 28 de abril, marcó un punto de inflexión en la operación del sistema eléctrico español. Desde entonces, REE ha recurrido de manera sistemática a los llamados servicios complementarios de ajuste del sistema, una estrategia enfocada en asegurar el equilibrio y la seguridad de la electricidad suministrada. Según consignó el medio, esta decisión persigue la finalidad de evitar fallos similares en el futuro y de garantizar que los requerimientos técnicos, como el control de tensión, se cumplan de acuerdo a los estándares normativos.

La presidenta de Redeia, Beatriz Corredor, indicó a comienzos de diciembre que la operación reforzada permanecerá activa hasta que exista la certeza de que “todo el mundo cumple con los requisitos normativos de control de tensión”. En un desayuno informativo organizado por el Club Diálogos para la Democracia, Corredor señaló que solo hasta noviembre el coste de esta estrategia se había elevado a 486 millones de euros, cifra que posteriormente se elevó a los 516 millones, según el balance final de REE.

El impacto financiero de esta medida se nota principalmente en los hogares con tarifa regulada PVPC, donde la transferencia del coste ha supuesto un incremento diario de cuatro céntimos para quienes tienen un consumo promedio. REE explicó que, aunque parece un importe reducido en términos diarios, la acumulación mensual y anual lo convierte en una carga adicional relevante para una parte importante de los usuarios.

El medio subrayó que la mayor utilización de centrales de gas natural y otras formas de generación convencional obedece a la necesidad de contar con fuentes de energía rápidas y flexibles para responder ante eventuales alteraciones en la demanda o problemas técnicos en la red eléctrica. Esta dependencia de la generación convencional, según reportó el operador, eleva los costes de gestión y también se refleja directamente en el precio final que pagan los consumidores.

La programación reforzada ha impactado a todo el sistema, no solo en términos económicos sino también operativos, al requerir una supervisión técnica más exhaustiva y un control más estricto de los parámetros eléctricos esenciales. El propio REE reiteró que la decisión de mantener dicho régimen se sustenta en el principio de precaución y en la prioridad de preservar la estabilidad general del suministro.

Los servicios complementarios de ajuste, a los que se ha recurrido con más frecuencia desde el apagón, incluyen mecanismos orientados a corregir desviaciones imprevistas y a garantizar que la frecuencia y el voltaje de la red se mantengan dentro de los márgenes seguros establecidos por la normativa sectorial. Según detalló el medio, estas operaciones exigen una coordinación minuciosa entre los actores del sistema y entrañan mayores costes operativos respecto a la gestión ordinaria.

Desde la perspectiva de REE, los gastos adicionales derivados de la operación reforzada responden a la necesidad de adaptar la gestión del sistema a un contexto marcado por la incertidumbre tras el incidente de abril y por el propósito de evitar nuevos apagones. El mantenimiento de este régimen, según indicaciones de la responsable de Redeia, solo finalizará cuando exista plena seguridad sobre la adecuada adaptación de toda la cadena eléctrica a los requisitos regulatorios, especialmente en materia de tensiones.

El coste acumulado de la operación reforzada se suma a los retos históricos del sistema eléctrico español, como la transición hacia fuentes renovables, la volatilidad de los precios del gas y la necesidad de mantener estándares de fiabilidad. REE mantuvo su postura de priorizar la seguridad y la estabilidad del suministro, aún a costa de asumir recargos temporales en la factura de los consumidores, según ha reiterado en los diferentes reportes publicados desde abril.

La forma de cocinar está cambiando en muchos hogares. Las clásicas placas de inducción y las vitrocerámicas, presentes en la mayoría de cocinas modernas, podrían estar perdiendo terreno frente a nuevas tecnologías. La calefacción por infrarrojos aparece como la alternativa más reciente y eficiente, capaz de transformar la experiencia diaria en la cocina y mejorar el consumo energético.

Según la información publicada por el medio portugués Rainha dos Frangos, la subida de los precios del gas y la búsqueda de soluciones más prácticas han motivado a muchas familias a explorar otras opciones. En 2026, la calefacción por infrarrojos y las placas híbridas han comenzado a ganar protagonismo. Estos sistemas prometen reducir el desperdicio de energía y cocinar los alimentos en menos tiempo.

La principal novedad está en la integración de la calefacción por infrarrojos en superficies de piedra o cerámica. Este método utiliza campos magnéticos para calentar directamente la olla o sartén, consiguiendo una temperatura uniforme y estable. El resultado es una cocina más rápida, eficiente y con menos pérdidas de calor al ambiente.

¿Por qué la calefacción por infrarrojos está ganando terreno?

Una de las ventajas más destacadas de este sistema es la velocidad. Se calcula que puede acelerar la cocción hasta en un 50% en algunas preparaciones, lo que supone un ahorro importante de tiempo para quienes cocinan a diario. Mientras tanto, las superficies de la cocina permanecen frías al tacto, evitando quemaduras accidentales y aumentando la seguridad en el hogar.

A diferencia de las cocinas tradicionales, la calefacción por infrarrojos no utiliza llama abierta ni produce gases. Esto reduce el riesgo de incendio y elimina cualquier fuga de gas. Además, muchos de estos sistemas incorporan sensores que apagan automáticamente la placa si no detectan la presencia de una olla o sartén, añadiendo una capa extra de protección.

Expertos en el sector apuntan que la eficiencia energética no solo se mide por la factura de electricidad. Cocinar más rápido implica menos tiempo de uso de los electrodomésticos, lo que puede traducirse en un menor gasto acumulado, incluso si se incrementa el consumo eléctrico puntual.

La inducción y la vitrocerámica tienen los días contados

Las familias buscan cada vez más soluciones que ofrezcan rapidez, precisión y seguridad. Las placas de inducción, consideradas hasta hace poco como la opción más moderna, empiezan a quedar relegadas frente a sistemas que ofrecen un mayor control y eficiencia. La calefacción por infrarrojos responde a esta demanda y, según Rainha dos Frangos, cada vez son más las personas que optan por este tipo de tecnología.

El abandono de la inducción y la vitrocerámica se debe, en parte, a las ventajas prácticas del infrarrojo. La facilidad de limpieza, la reducción del riesgo de accidentes y la capacidad de ahorrar energía son los motivos principales para el cambio. El sistema híbrido, que combina la calefacción tradicional y la infrarroja, también está ganando adeptos.

Por todo esto, la cocina por infrarrojos se presenta como la opción más avanzada y eficiente. Con la promesa de cocinar más rápido, gastar menos energía y mejorar la seguridad, todo apunta a que este sistema continuará creciendo y desplazando a las tecnologías que hasta ahora dominaban las cocinas.

Esta caída se debe principalmente al efecto del grupo de vivienda, que acabó el mes con una tasa de variación interanual del 2,7%, tres puntos por debajo de la contabilizada en diciembre. Una menor subida en el precio de la electricidad en comparación con el mismo periodo de 2025 justifica el descenso en este segmento. El otro gran factor de impacto fue la bajada de los precios de combustibles y lubricantes para vehículos personales, que contrasta con el encarecimiento de hace doce meses. Gracias a este comportamiento, el grupo de transporte cayó casi dos puntos hasta situarse en terreno negativo con un -0,1%.

La tasa de inflación subyacente (calculada sin alimentos no elaborados ni productos energéticospor su alta volatilidad), por su parte, se mantuvo estable en el 2,6%, mientras que la diferencia de los precios de la cesta de la compra en comparación con diciembre fue negativa, con una caída de cuatro décimas. El Índice de Precios de Consumo Armonizado (IPCA), utilizado para comparar el coste de vida con otros países del entorno, se situó en el 2,4%, tambiénseis décimas por debajo del mes anterior.

Las rebajas de enero precipitan los precios de vestido y calzado

Comparando por categorías, destaca el grupo de vestido y calzado como el que registra la caída más acentuada, con una variación mensual del -13,1%. Este comportamiento se debe a la tradicional bajada de precios en la campaña de rebajas de invierno. Según los datos, este sector tuvo una repercusión negativa de -0,468 puntos sobre el IPC general.

Las actividades recreativas, deportivas y culturales también influyeron en la moderación de los precios. El abaratamiento de los paquetes turísticos provocó una caída del -2,8%, que resta -0,210 puntos en al índice.

Madrid lidera la comparación autonómica con un 3%

El desglose por comunidades autónomas también evidencia diferencias territoriales notables en la evolución anual de los precios en España. En la lista de comunidades con menor incremento, se situaron La Rioja, la Región de Murcia, Galicia, Castilla-La Mancha y Principado de Asturias, todas con una tasa de variación interanual positiva del 1,9%.

Subiendo en la tabla, le siguen Cataluña, que registró una tasa de inflación anual del 2%, y Castilla y León junto a Andalucía, ambas con un 2,1%. En una franja ligeramente superior pero aún por debajo de la media estatal aparece Navarra con un 2,2%.Cuatro comunidades (País Vasco, Extremadura, Canarias y Aragón) igualaron la media nacional, situándose también en el 2,3%.

Melilla y las Islas Baleares, por su parte, presentaron un alza del 2,4%. Por encima de ellas, la Comunidad Valenciana y Cantabria alcanzaron el 2,5%. Ya en las posiciones más altas del ranking, Ceuta registró una subida del 2,9%, mientras que la Comunidad de Madrid se ubicó como la región con la mayor inflación anual, con un 3%.

La energía nuclear sigue siendo una parte importante de la generación de energía en España, ya que, a pesar del crecimiento de las renovables, garantiza la estabilidad de la frecuencia. Por ello, el cierre de las nucleares producirá una subida del precio medio del mercado mayorista y aumentará las emisiones al tener que quemar más gas en ciclos combinados para cubrir ese hueco, según se desprende del informe El sector energético en España, dirigido por Víctor Ruiz Ezpeleta, profesor de OBS Business School.

Ezpeleta considera que sería interesante aprender de la experiencia alemana, ya que ese país “ha logrado una cuota récord de renovables del 62%, pero a costa de tener la electricidad industrial más cara de Europa y una dependencia crítica de las interconexiones con países que sí tienen nuclear, como Francia o República Checa”.

Según el informe, sin la inercia de los grandes turbogeneradores nucleares, eventos como el apagón del 28 de abril de 2025 en España podrían repetirse si no se despliega masivamente la tecnología de inversores de formación de red.

Los autores del estudio inciden en que el desmantelamiento, además, “supondrá la pérdida de miles de empleos de alta cualificación técnica que difícilmente serán absorbidos por el sector renovable, menos intensivo en mano de obra operativa”.

El encarecimiento de la energía será patente en 2027, año en que, según el informe, marcará un punto de inflexión en el mercado mayorista español debido a que “la retirada de los primeros 1,000 MW de potencia firme de Almaraz I alterará la curva de oferta desplazando el equilibrio hacia tecnologías más caras en momentos de baja producción renovable”. Añade que para el consumidor se traducirá en un encarecimiento directo del coste de la vida en un 23%, para la industria supondrá un 35% y para el sector servicios en torno al 20%.

Infraestructura de interconexión “insuficiente”

El Cero energético que sufrió España el pasado año demostró que había una infraestructura de Interconexión Insuficiente. “Hoy, España sigue incumpliendo el objetivo de la UE de al menos un 10-15% de capacidad de intercambio con los países vecinos”, aseguran los autores del estudio. Por eso, se ha propuesto el refuerzo de la Interconexión transpirenaica priorizando los proyectos de cables submarinos por el Golfo de Vizcaya para elevar la capacidad de intercambio por encima de los 8,000 MW.

Otra de las asignaturas pendientes de nuestro sistema es la falta de una capacidad de almacenamiento a gran escala: “Cuando se produjo el apagón, España solo contaba con 8 GW de almacenamiento, principalmente bombeo hidráulico, insuficiente para absorber una oscilación de 15 GW en segundos”, inciden.

En este escenario, el Plan Masivo de Baterías (BESS) busca acelerar la instalación de al menos 20 GW de almacenamiento por baterías que actuarán como parachoques de frecuencia antes de 2030.

Para evitar que situaciones similares se repitan, el informe de OBS sostiene que se debe obligar a las nuevas plantas renovables a utilizar inversores de formación de red (Grid-Forming) que simulen la inercia de las máquinas síncronas tradicionales. Así como a implementar algoritmos de Inteligencia Artificial en los centros de control para poder predecir y aislar fallos en microsegundos, mucho antes de que se vuelvan sistémicos.

Una descarbonización compleja

El debate sobre el cierre de las nucleares en España se suscita en un contexto en el que el bienio 2025-2026 marca un punto de inflexión definitivo en la transición energética global, que ha pasado de una fase de instalación masiva a una de gestión inteligente y resiliencia sistémica.

En cuanto a España, los autores del informe explican que, tras superar en 2024 la barrera del 50% de generación renovable, el sector se enfrenta ahora al reto de la estabilidad operativa en un entorno de alta penetración de electrónica de potencia y baja inercia convencional. “El apagón del pasado mes de abril mostró vulnerabilidades críticas en el sistema. Y es que, aunque la descarbonización ya es una realidad imparable, técnicamente es más compleja de lo previsto inicialmente”, señalan.

Subrayan que, por un lado, se encuentra la “tiranía” de los inversores, que deben valorar los riesgos al depositar su dinero en renovables que son baratas, pero cuya integración “sin inercia sintética” crea un “riesgo sistémico”. Por otro, destacan el “desequilibrio” que se ha producido entre sostenibilidad, asequibilidad y seguridad, que, en su opinión, debe volver a ser la prioridad en la inversión de infraestructuras. Por último, apuntan el reto de gestionar millones de datos en tiempo real y la necesidad de contar con algoritmos de “curación” instantánea.

En este escenario, “no basta con instalar potencia renovable, es imprescindible dotar al sistema de mecanismos de respaldo y estabilidad dinámica”, indica el informe. Argumentan que el apagón ocurrido en abril de 2025 en España y los incidentes en Chile subrayan la urgencia de invertir en digitalización y almacenamiento para mitigar riesgos económicos que pueden alcanzar miles de millones de euros en sectores clave como la industria y los servicios.

Para ello, el futuro próximo exige una “visión holística” que combine la eficiencia energética, el autoconsumo y la gestión activa de la demanda, ya que “solo mediante una red eléctrica inteligente y bien interconectada se podrá garantizar un suministro sostenible, seguro y económicamente competitivo”, sostiene el estudio.

Previsiones

La prioridad “absoluta” del sector para este año, según recoge el estudio, es la flexibilidad y la modernización de las redes. Se espera que el consumo eléctrico alcance récords históricos impulsado por la electrificación del transporte, el calor industrial y, especialmente, la demanda masiva de los centros de datos destinados a la Inteligencia Artificial.

Los autores auguran que se producirá un gran despliegue de almacenamiento (BESS) y se acelerará la instalación de baterías para actuar como parachoques. También “se establecerán normativas técnicas que obliguen a las plantas renovables a integrar inversores capaces de simular la inercia de las máquinas síncronas tradicionales y así evitar colapsos ante perturbaciones en la red”.

Asimismo, se trabajará para elevar la interconexión entre España y el resto de Europa por encima del 10%, una prioridad estratégica para romper la condición de isla eléctrica que mantiene nuestro país. Además de consolidarse proyectos de hidrógeno verde como el H2med y los polos en Chile (Magallanes), que pasarán de la fase piloto a la escala industrial, orientándose a la exportación de e-combustibles.

Hasta fines del siglo XIX, el día marcaba el ritmo de la vida y la oscuridad imponía silencio, pausa y límite. Antes de la electricidad, la noche era un territorio poco amigable, apenas atenuado por el titilar de velas y lámparas de gas, que ofrecían una luz costosa, inestable y peligrosa. Modificarlo no fue sólo un avance técnico, sino un cambio cultural tan profundo que alteró la vida cotidiana en ciudades y pueblos de todo el mundo.

Thomas Alva Edison fue quien comprendió antes que nadie el impacto que la luz eléctrica podía tener en la vida diaria. En octubre de 1879, en su laboratorio de Menlo Park, presentó una lámpara incandescente capaz de iluminar durante horas de manera segura y continua. Ese logro marcó el inicio de la electrificación moderna y abrió la puerta a una transformación social y económica. Antes de Edison hubo intentos exitosos pero limitados, sin aplicación comercial. Él, en cambio, desarrolló un sistema utilizable y accesible, que permitió que la electricidad llegara a hogares, calles y fábricas a partir de 1879.

Edison no creó inventos aislados, sino sistemas completos que transformaron hábitos, rutinas y futuros posibles. Entre sus innovaciones más importantes figuran la lámpara incandescente (1879), el fonógrafo (1877) y el kinetoscopio, precursor del cine (1891). Su genio combinó creatividad con una tenacidad inusual para convertir ideas en realidades prácticas. Patentó más de mil inventos, impulsó industrias clave y ayudó a moldear el siglo XX desde laboratorios donde la invención era un trabajo colectivo. Había nacido el 11 de febrero de 1847 en Milan, Ohio.

El chico que preguntaba demasiado

Antes de ser “el mago de Menlo Park”, antes de que su nombre quedara grabado en fábricas y patentes, Thomas Alva Edison fue simplemente Al, un niño de Ohio inquieto, curioso y incómodo para la escuela tradicional que lo aburría. Fue el menor de siete hijos de Samuel Edison Jr., un exiliado canadiense, y Nancy Matthews Elliott, una exmaestra que nunca dudó de su inteligencia, incluso cuando el sistema educativo sí lo hizo.

A los siete años, una maestra lo describió como “difícil, distraído y problemático” y fue el momento en que su madre decidió sacarlo de la escuela y educarlo ella misma, en casa. Ese gesto, poco habitual para la época, resultó decisivo en su vida. Años después, Edison resumiría esa etapa con una frase que se volvería célebre: “Mi madre fue quien me hizo como soy. Fue tan leal, estuvo tan segura de mí, que sentí que tenía a alguien por quien vivir, alguien a quien no debía decepcionar”. Antes de inventar la luz eléctrica, alguien había confiado en la suya.

Durante esos años desarrolló uno de sus hábitos más persistentes: llevar siempre un cuaderno. Esas páginas fueron sus bosquejos y testigos de los mecanismos que dibujaba, de las ideas que anotaba, de los experimentos que registraba y de las frases que escuchaba al pasar. La curiosidad no fue una etapa en su vida sino una forma de estar en el mundo. Más que un inventor precoz, Edison era un observador constante.

A sus doce años, en 1859, comenzó a trabajar vendiendo diarios y golosinas en un tren que unía las ciudades de Port Huron y Detroit. Ese lugar de trabajo se convirtió rápidamente en un laboratorio improvisado: en el vagón destinado a los equipajes instaló un pequeño taller químico y hasta editó un diario artesanal destinado a contar noticias a los pasajeros. Mientras Estados Unidos se transformaba en una nación industrial, Edison desarrollaba su curiosidad y talento en sintonía con ese cambio.

Pero fue un episodio exacto el que terminó de orientar su destino. En 1862, en una estación de Mount Clemens, en Míchigan, salvó a un nene que estaba a punto de ser arrollado por un tren. El padre del chico, agradecido, le enseñó telegrafía. En ese sistema de pulsos eléctricos, Edison encontró un nuevo lenguaje. Ya no quería sólo comprender el mundo sino que quería transformarlo.

El laboratorio que nunca dormía

En 1876, con 29 años, Edison inauguró su laboratorio en Menlo Park, Nueva Jersey. Ese espacio marcaría un punto de inflexión en la historia de la innovación. No era un taller individual, sino un centro de investigación permanente, poblado de cables, tubos de vidrio, madera, metal, humo y jornadas interminables. Ahí trabajaba con un grupo de jóvenes asistentes a los que llamaba “muckers”, que puede entenderse como trabajadores incansables, y era una comunidad creativa dedicada a experimentar de manera constante.

El método de Edison era directo y exigente: probar, fallar, corregir y volver a intentar. Para él, el error no era un obstáculo, sino parte del proceso. “No fracasé”, decía. Su amigo y socio Walter S. Mallory recordaba que, tras miles de experimentos fallidos con una nueva batería, le comentó a Edison que era una lástima no haber obtenido resultados. Edison respondió: “¿Resultados? ¡Hombre, he obtenido muchísimos resultados! Ya conozco varios miles de cosas que no funcionan”. Esa lógica convirtió a Menlo Park en una verdadera fábrica de ideas.

En 1877 presentó el fonógrafo, el primer dispositivo capaz de grabar y reproducir sonido. Cuando escuchó su propia voz recitando la canción infantil Mary had a little lamb, quedó inmóvil. La escena quedó registrada como uno de los momentos fundacionales de la tecnología moderna: por primera vez, la voz humana podía viajar en el tiempo.

Pero su desafío más ambicioso era la luz. Edison estaba convencido de que la iluminación eléctrica debía ser segura, accesible y duradera. Durante meses, el laboratorio se transformó en un centro de experimentación incesante. Se probaron miles de materiales para los filamentos: algodón, lino, bambú carbonizado, fibras vegetales, cabellos humanos y hasta hilos de pesca. Cada falla quedaba documentada y abría paso a un nuevo intento. En Menlo Park se trabajaba día y noche, con jornadas maratónicas y una energía que sostenía la perseverancia.

La clave llegó tras innumerables pruebas, cuando el equipo descubrió que el bambú carbonizado resistía mejor el calor y la corriente eléctrica. Gracias a ese hallazgo, la lámpara incandescente logró permanecer encendida durante más de trece horas en octubre de 1879. Poco después, el tiempo de funcionamiento continuo superó las cuarenta horas, una diferencia decisiva entre un experimento de laboratorio y una solución aplicable a la vida cotidiana.

El impacto fue inmediato. Por primera vez, la noche dejó de ser un límite infranqueable. La demostración pública en Menlo Park, donde calles, edificios y viviendas se iluminaron de manera estable y segura, atrajo multitudes y concentró la atención de la prensa. Empresarios, científicos y curiosos viajaron hasta allí para presenciar un acontecimiento que prometía transformar la vida moderna.

La “fabrica de ideas” se convirtió en un asiduo sitio de peregrinación. Edison, con el pelo revuelto y el gesto serio, recibía a visitantes de todo el país entre cables, prototipos y anotaciones. La imagen del inventor rodeado de luz se volvió símbolo de una época. Para él, sin embargo, eso era apenas el comienzo: el verdadero desafío era llevar esa luz a cada hogar, a cada calle y, finalmente, al mundo entero.

El imperio de las ideas y el precio del genio

La electricidad fue sólo una parte de su ambición. Edison desarrolló sistemas de distribución eléctrica, perfeccionó el telégrafo, creó el kinetoscopio —un precursor del cine— y registró 1.093 patentes. Su nombre dejó de ser sólo el de un inventor y se transformó en marca, empresa e ícono del progreso industrial.

Pero, ese crecimiento tuvo conflictos. La llamada “guerra de las corrientes” lo enfrentó con sus colegas Nikola Tesla y George Westinghouse a fines de la década de 1880 y comienzos de la de 1890. Edison defendía la corriente continua; sus rivales, la alterna. La disputa fue técnica, comercial y personal. Aunque la historia terminó dando la razón al sistema alterno, esa disputa reveló un rasgo central de su carácter: la disposición a defender sus intereses con una dureza que todavía genera controversia.

Su vida privada tampoco fue sencilla. En 1871 se casó con Mary Stilwell y tuvieron tres hijos. Luego de enviudar en 1884, volvió a casarse en 1886 con Mina Miller y tuvo otros tres. Nunca abandonó su rutina extrema: dormía poco, comía rápido y vivía rodeado de herramientas y proyectos. La familia orbitaba alrededor de su trabajo. Edison vivía con la misma intensidad con la que inventaba.

En 1914, un incendio destruyó su laboratorio de West Orange, Nueva Jersey, y tres décadas de trabajo. Mientras su hijo Charles observaba las llamas con desesperación, Edison mantuvo la calma. “Busca a tu madre y a todas sus amigas. Nunca volverán a ver un fuego como este”, le dijo. A la mañana siguiente ya había diseñado un plan para reconstruirlo todo...

A pesar de la pérdida, Edison no se detuvo. Reconstruyó el laboratorio y siguió trabajando en nuevos proyectos, desde baterías para automóviles eléctricos hasta mejoras en la grabación de sonido y la producción industrial. Durante sus últimos años, recibió homenajes y premios en Estados Unidos y en el extranjero. Se mantuvo activo hasta el final, rodeado de colaboradores, inventores jóvenes y su familia, mientras veía cómo sus ideas originales ya habían transformado ciudades, industrias y costumbres en todo el mundo. Con el paso del tiempo, Edison se convirtió en una figura pública, símbolo del ingenio y la innovación estadounidense, y su nombre quedó definitivamente asociado al avance tecnológico y al optimismo de una época.

El 18 de octubre de 1931, Thomas Alva Edison murió a los 84 años en su residencia de Glenmont, en West Orange, Nueva Jersey. Luego de años de lidiar con complicaciones derivadas de la diabetes tipo 2 y problemas estomacales, su final llegó con tranquilidad. Con su partida, el mundo perdió a uno de los inventores más prolíficos de la era moderna, responsable de transformar la vida cotidiana y la relación de la humanidad con la luz.

En un último momento de lucidez, Edison despertó brevemente de su coma y le susurró a su esposa, Mina: “Es muy hermoso por allá”, mientras sus ojos miraban a una ventana. La frase quedó como un enigma: ¿hablaba del paisaje otoñal de Nueva Jersey o de una visión trascendental del “más allá”? Su amigo Henry Ford, convencido del valor simbólico del último aliento, pidió al hijo del inventor que capturara ese instante en un tubo de ensayo, que hoy se conserva en su museo como testimonio de un hombre que vivió entre ciencia y misterio.

Al conocerse la noticia, esa noche, varias ciudades apagaron sus luces durante un minuto en su honor, un gesto simbólico que devolvía por un instante la oscuridad al hombre que había iluminado el mundo.

Un grave incidente en la distribuidora de electricidad Hidrandina, que opera en Ancash, La Libertad y parte de Cajamarca, reabrió el debate sobre las obligaciones legales de las empresas para prevenir el acoso y la violencia en el ámbito laboral.

El hecho, ocurrido cuando un extrabajador retornó a su centro de labores, realizó disparos y dejó un fallecido y varios heridos, puso en agenda la discusión sobre la protección efectiva que ofrece la ley peruana a los trabajadores.

El ataque en Hidrandina revela fallas en la legislación contra el acoso laboral

Según familiares del atacante, el trabajador habría sido víctima de acoso y maltrato laboral antes de su despido. Más allá del caso puntual, el episodio plantea interrogantes sobre las obligaciones concretas de los empleadores y los vacíos normativos existentes en la legislación peruana.

Actualmente, la regulación se centra en los “actos de hostilidad” previstos en la Ley de Productividad y Competitividad Laboral (LPCL), que incluyen desde violencia y discriminación hasta traslados perjudiciales o reducción de sueldo. El trabajador puede emplazar al empleador por escrito y, si no hay respuesta, extinguir la relación laboral y reclamar indemnización, además de denunciar ante la Sunafil.

Sin embargo, el marco legal no regula de manera específica el hostigamiento entre pares, a diferencia de los estándares internacionales, sostiene David Corthorn, abogado laboralista de la Editorial Economía y Finanzas (EEF).

El Convenio 190 de la OIT, ratificado por Perú en 2022 y vigente desde 2023, define la violencia y el acoso de forma amplia y sin distinción jerárquica, pero aún no ha sido implementado mediante normas complementarias. Esto deja lagunas en la protección y genera inseguridad jurídica tanto para trabajadores como para empleadores.

¿Qué sucede si un trabajador es víctima de un ataque armado en el trabajo?

Corthorn explica a Infobae Perú que un ataque de esta naturaleza califica como accidente de trabajo, siempre que ocurra durante la jornada y en el centro de labores. La Corte Suprema ha establecido que los homicidios y actos criminales ocurridos en esas circunstancias son accidentes laborales, con las consecuencias legales correspondientes.

Si el hecho está vinculado a situaciones de acoso o estrés laboral no prevenidas por el empleador, la empresa incurre en responsabilidad. Conforme a la Ley 29783, los empleadores deben prevenir riesgos psicosociales, como el acoso o la sobrecarga laboral.

El incumplimiento genera obligaciones de indemnización y puede implicar sanciones administrativas, penales y civiles. refiere. Los familiares de las víctimas, e incluso del agresor, pueden iniciar acciones legales para reclamar indemnizaciones o penas.

¿Qué coberturas y derechos tienen los trabajadores en estos casos?

Corthorn detalló que las víctimas de un ataque armado en el trabajo deben recibir atención médica y todos los beneficios previstos por la ley para los accidentes laborales.

En caso de fallecimiento, los familiares tienen derecho a indemnización y pueden recurrir a la justicia para exigir responsabilidades o reparaciones adicionales. El empleador está obligado a prever y controlar los riesgos psicosociales para evitar este tipo de situaciones.

A pesar de las obligaciones, la falta de una regulación específica sobre el acoso horizontal y la ausencia de una implementación plena del Convenio 190 de la OIT dejan importantes vacíos.

Por tal motivo, Corthorn advirtió a Infobae Perú que se requiere un desarrollo legal más claro y uniforme para garantizar la protección de los trabajadores y la seguridad jurídica de las empresas.

El dato

• Editorial Economía y Finanzas (EEF) es una firma especializada en la publicación de manuales y análisis normativo dirigido a entidades del Estado, estudios de abogados y empresas que requieren información legal actualizada.
• Entre sus principales clientes se encuentran auditoras (PWC, EY, Deloitte, KPMG), estudios de abogados (Estudio Rodrigo, Elías y Medrano, Echecopar, Muñiz, Grau, Hernández, Rebaza, Alcázar y de las Casas, PPU Legal, entre otros), entidades del Estado (SUNAT, Tribunal Fiscal, Poder Judicial, MEF) y entidades educativas (Universidad de Lima, UPC, PUCP, UTEC, Universidad de Piura, USIL).

Perú escaló al puesto 41 en el Energy Trilemma Index 2023 del World Energy Council, situándose entre los países latinoamericanos con mejor desempeño en sostenibilidad energética, aunque todavía por debajo de Uruguay, Chile, Brasil, Argentina y Ecuador.

El resultado, presentado en el I Foro de Sostenibilidad de la Sociedad Peruana de Hidrocarburos (SPH), reconoce avances en seguridad energética y sostenibilidad ambiental, pero también pone sobre la mesa desafíos persistentes: la alta dependencia de hidroeléctricas, las brechas de acceso y la falta de diversificación renovable.

Perú, en el puesto 41 de 100 en seguridad energética y sostenibilidad ambiental global

Según el World Energy Trilemma Report 2024, Perú destaca en la región por haber mejorado la diversidad de su generación eléctrica y las capacidades de almacenamiento energético, factores que han fortalecido su seguridad energética. El país se ubica en el cuartil alto regional junto a Brasil y Argentina.

En sostenibilidad ambiental, Perú obtuvo un puntaje de 75,2, gracias a una matriz eléctrica relativamente limpia sustentada en hidroenergía y al potencial minero en cobre y litio, minerales críticos para la transición energética global.

“La sostenibilidad que crea valor no es un ejercicio reputacional ni un cumplimiento aislado; es aquella que se gestiona con el mismo rigor que la seguridad, la eficiencia y la rentabilidad”, dijo Pablo Ferragut, director gerente de ARPEL.

Vulnerabilidades y desafíos en equidad, según World Energy Council

A pesar de los avances, el informe resalta la vulnerabilidad de Perú ante eventos climáticos extremos, como sequías asociadas al fenómeno de El Niño, que pueden afectar drásticamente la generación hidroeléctrica. Esta dependencia deja al sistema expuesto a cortes e incrementa la necesidad de fuentes de respaldo.

Además, la equidad energética sigue siendo un reto pendiente: aunque se han ampliado los indicadores de acceso, aún existen disparidades territoriales, especialmente en zonas rurales y amazónicas, donde el acceso y la asequibilidad siguen siendo problemáticos.

De acuerdo con el reporte, el uso de subsidios energéticos es común, pero genera tensiones fiscales y no elimina del todo las desigualdades.

Transición renovable: avances lentos y presiones internacionales

El World Energy Council sostiene que, si bien Perú tiene abundante recurso solar y eólico, la transición hacia energías renovables no hidroeléctricas -como la eólica y solar- avanza a paso lento.

El crecimiento del parque vehicular a combustibles fósiles retrasa la descarbonización y aumenta la contaminación urbana. El informe advierte que la falta de inversión, incentivos y marcos regulatorios sólidos frena la diversificación de la matriz.

Además, la presión internacional por regular la huella de carbono —como el Carbon Border Adjustment Mechanism en Europa— puede afectar la competitividad de las exportaciones peruanas si no se acelera la descarbonización.

Oportunidades y riesgos de la transición energética

El auge de la minería —especialmente cobre y litio— representa una oportunidad para Perú, de acuerdo con el reporte especializado, pero también plantea desafíos socioambientales y de gobernanza.

La inestabilidad política, las protestas sociales y la fragmentación institucional dificultan la continuidad de políticas públicas y la atracción de inversiones de largo plazo en infraestructura energética.

“La sostenibilidad no es un cuarto pilar adicional, es un trinomio inseparable: ambiental, social y económico, cuyo punto de partida está en la operación y en la toma de decisiones empresariales”, indicó Tiffany Bayly, gerente general de la SPH.

De esta manera, el World Energy Council asegura que Perú ha avanzado en seguridad y sostenibilidad energética, pero debe acelerar la diversificación renovable, fortalecer la institucionalidad y garantizar la equidad para consolidar su liderazgo regional y enfrentar con éxito los desafíos del cambio climático.

La controversia por la nueva reglamentación de la Ley 28832, modificada en 2025 por la Ley N° 32249 para promover la inversión en recursos energéticos renovables (RER), ha escalado en el sector eléctrico peruano.

En medio de advertencias sobre un posible desabastecimiento del suministro nacional debido al avance de la energía solar y otras fuentes menos contaminantes, el exviceministro de Electricidad, Jaime Luyo Kuong, sostiene que el verdadero riesgo no radica en las renovables, sino en la demora de la actualización normativa y la falta de reglas claras para el mercado.

Y es que hay un dato crítico: la principal fuente de electricidad en Perú es la energía hidroeléctrica, que genera aproximadamente el 50% al 53% de la electricidad total del país, pero le sigue en importancia la generación termoeléctrica, principalmente utilizando gas natural (cerca del 39-47%).

¿Diagnósticos alarmistas y el verdadero perfil de la demanda?

Según el especialista, mantener el sistema anclado en criterios obsoletos expone al país a vulnerabilidades mucho más severas que la integración ordenada de nuevas tecnologías. Para Luyo, el debate actual se alimenta de diagnósticos alarmistas que no se ajustan a la realidad técnica del sistema peruano.

Explica que la curva de demanda diaria en el Sistema Eléctrico Interconectado Nacional (SEIN) revela que, desde 2020, los picos de consumo no se producen en la noche, sino durante el día, coincidiendo con la mayor disponibilidad de energía solar.

Este cambio en el patrón de consumo responde a transformaciones económicas y sociales que han ido electrificando la actividad productiva y urbana del país.

Luyo advierte que las voces que asocian la masificación de renovables con amenazas a la seguridad del suministro suelen ignorar estos datos y recurren a comparaciones internacionales fuera de contexto, como las de Chile o España, recientemente citadas por otro experto del sector, Arturo Vásquez Coradno.

Chile, por ejemplo, tiene un sistema radial y enfrenta problemas de congestión y vertimiento debido a la geografía y a la concentración de renovables en el norte. El sistema peruano, en cambio, es mallado, más ancho y con menor exposición a esos riesgos, lo que permite una integración más flexible de energía intermitente, confiere.

Margen para el crecimiento renovable y riesgos del gas natural

Así, el catedrático y experto en energías subraya que la penetración de renovables no convencionales en Perú apenas llega al 10%, mientras que en Chile supera el 38%.

Por tal motivo, considera que existe margen para un crecimiento sostenido de las renovables, siempre que se implementen mecanismos que garanticen la estabilidad del sistema, como los servicios complementarios.

La preocupación central, según Luyo, no es la expansión de la energía solar, sino la persistente dependencia del gas natural. Advierte que, al 2025, las reservas desarrolladas solo cubrirán 13 años de consumo, y la capacidad de producción ya está cerca del límite.

Por eso, califica de insostenible cualquier apuesta por aumentar la generación termoeléctrica a gas y recuerda que hasta el COES ha pedido una mayor presencia de renovables para fortalecer la seguridad energética.

Demoras regulatorias y propuestas de arquitectura de mercado

En el plano regulatorio, Luyo atribuye la demora en la publicación de normas clave a la resistencia de ciertos gremios eléctricos. La falta de reglas claras para la integración de renovables y servicios complementarios genera incertidumbre y limita la capacidad de adaptación del sistema frente a nuevos desafíos tecnológicos y de mercado.

Para el exviceministro, la experiencia internacional demuestra que los mercados de servicios complementarios, como la regulación de frecuencia y voltaje, son herramientas probadas para mantener la estabilidad del sistema y evitar apagones.

Sin embargo, en Perú, el desarrollo de estos mercados se ha visto frenado por la inestabilidad política y los cambios constantes en la conducción del sector energía. Cada quién defiende su negocio.

El exviceministro señala que una arquitectura regulatoria adecuada debe definir con precisión qué servicios se adquieren por subasta, licitación o compra directa.

También propone centralizar el control de frecuencia y voltaje, introducir un mercado “day-ahead” vinculante, diagnosticar y mitigar el poder de mercado, e incorporar tecnologías como baterías y sistemas grid forming. A esto suma la importancia de establecer penalidades proporcionales y mecanismos de co-optimización de energía y servicios auxiliares.

Competitividad, distorsiones y potencia firme en la regulación

Desde su perspectiva, los costos nivelados de electricidad (LCOE) ya muestran que la energía solar y eólica pueden competir en igualdad de condiciones con la generación convencional, siempre que se reconozca su aporte real de energía y potencia firme.

Sin embargo, advierte que la regulación vigente sigue favoreciendo a las termoeléctricas, que reciben subsidios indirectos a través del precio del gas y exoneraciones ambientales, distorsionando la competencia y frenando la expansión renovable.

El reconocimiento de la potencia firme de las renovables es un punto crítico. Luyo sostiene que el COES debería actualizar sus criterios técnicos para reflejar la contribución real de estas fuentes.

A pesar de la evidencia oficial, las resoluciones regulatorias aún excluyen la generación solar del cálculo de horas punta, lo que no se ajusta al perfil actual de la demanda.

“El diseño de un mercado eléctrico eficiente debe permitir la participación de todas las tecnologías renovables en subastas y licitaciones”, explica.

Luyo recomienda exigir propuestas de energía y potencia firmes y promover la introducción de sistemas de almacenamiento eléctrico para gestionar los picos de generación renovable y mejorar la operación del SEIN.

Impacto social, externalidades y urgencia de reformas

Además del impacto técnico, destaca los beneficios sociales de la expansión renovable. La generación distribuida y el desarrollo de microrredes pueden reducir la pobreza energética en comunidades aisladas.

Según Luyo, las externalidades positivas de las renovables —como menores necesidades de expansión y mantenimiento de redes, y beneficios ambientales— no son plenamente reconocidas en los análisis actuales de costo-beneficio.

Luyo advierte que la suspensión de subastas para nuevas renovables, bajo el argumento de una sobreoferta, ha sido contraproducente. Los precios obtenidos en licitaciones previas demuestran que la energía solar, eólica y biomasa son cada vez más competitivas, sobre todo en escenarios con altos factores de planta.

El exviceministro concluye que la modernización del sector eléctrico peruano requiere la publicación urgente de los reglamentos pendientes, el desarrollo de un mercado robusto de servicios complementarios y la adaptación de las reglas a la realidad tecnológica y de demanda.

Para él, solo así se podrá garantizar un sistema seguro, competitivo y sostenible que responda tanto a las tendencias internacionales como a las necesidades nacionales.

El almacenamiento energético mediante baterías experimentó un incremento notable en Iberdrola durante 2025, al pasar de 215 a 683 megavatios de capacidad instalada, según consignó el balance de la empresa remitido a la Comisión Nacional del Mercado de Valores (CNMV). Este crecimiento refleja desarrollos en mercados como Australia, España y el Reino Unido, y acompaña la expansión de la compañía tanto en energías renovables como en infraestructura para la gestión eléctrica. Sobre esta base, Iberdrola registró un aumento del 7,5% en la energía distribuida globalmente, alcanzando el volumen récord de 255.976 gigavatios hora (GWh) durante 2025.

De acuerdo con los datos difundidos por la empresa y citados por la CNMV, el segmento del Reino Unido resultó determinante al contribuir con un crecimiento del 52,2% en la electricidad distribuida por el grupo en ese país durante el año. Esta variación tiene su origen en la incorporación de la compañía Electricity North West (ENW), lo que fortaleció la presencia y el desempeño de Iberdrola en este mercado. El crecimiento internacional se ha visto complementado con avances notables en otros países, entre ellos Australia y Estados Unidos.

El medio informó que la capacidad total instalada por Iberdrola a nivel mundial se ubicó en 58.343 megavatios al final de 2025. Este dato representa una subida del 3,2% respecto al ejercicio anterior. Del total de la capacidad, un 79,1% corresponde a energías renovables, lo que equivale a 46.162 megavatios. Dentro de este rubro, la generación eólica —tanto marina como terrestre— representa más del 40% de la potencia instalada de la empresa, consolidando la apuesta por este tipo de energía. Las centrales hidroeléctricas contribuyen el 22% de la capacidad y la tecnología solar fotovoltaica el 15%.

La expansión internacional de Iberdrola se manifestó con incrementos heterogéneos de potencia instalada según la zona geográfica. Según detalló la compañía en su balance, la división Iberdrola Energía Internacional experimentó un crecimiento del 19% impulsado por el desarrollo de nuevas plantas en Australia. El Reino Unido aportó una aumento del 8% en su capacidad, en este caso apoyado en la instalación de parques eólicos y sistemas de almacenamiento con baterías. En los Estados Unidos, la empresa incrementó su capacidad instalada en un 5%.

Tal como publicó la compañía y recogió la CNMV, el comportamiento bursátil de Iberdrola acompañó el año de expansión operativa. Al cierre de la última sesión de la semana, la cotización alcanzó los 19,365 euros por acción, lo que significó repuntar un 1,12% y marcar un nuevo máximo histórico. De esta manera, la capitalización bursátil de la empresa, presidida por Ignacio Sánchez Galán, superó los 130.000 millones de euros, fortaleciendo su posición como la primera utility de Europa y una de las principales en el panorama global del sector energético.

El reporte enviado a la CNMV subrayó, además, que la apuesta de Iberdrola por las energías renovables se refleja en una diversificación que abarca eólica terrestre y marina, productos hidroeléctricos y energía solar. El crecimiento en almacenamiento se vincula a proyectos ubicados en mercados estratégicos, como los desarrollos en Australia, España y el Reino Unido. Estos avances permiten a la empresa responder a las tendencias globales de transición energética y dotar de flexibilidad a su red.

La información consignada remarca que la integración de nuevas capacidades, tanto en generación renovable como en almacenamiento, fortalece a Iberdrola frente a los retos del cambio de modelo energético a nivel internacional. El balance presentado por la firma al regulador español agrupa incrementos operativos y financieros que consolidan su estrategia de crecimiento sostenible y diversificación geográfica.

China agregará entre 2026 y 2030 una demanda de electricidad igual al consumo total actual de la Unión Europea, con un ritmo de crecimiento anual promedio estimado del 4,9%, según consigna la Agencia Internacional de la Energía (AIE). Este país, que se mantiene como el principal impulsor del aumento en la demanda eléctrica, representará aproximadamente la mitad del incremento global hasta 2030. La AIE, adscrita a la Organización para la Cooperación y el Desarrollo Económicos (OCDE), advierte que la industria china, el avance de la movilidad eléctrica, la popularización del aire acondicionado y el crecimiento de los centros de datos que emplean inteligencia artificial figuran entre los factores principales de este salto en el consumo energético.

Según informó la AIE, la demanda mundial de electricidad crecerá a una tasa anual del 3,6% desde 2026 hasta 2030, acelerando el ritmo respecto al 3% interanual observado en 2025 y superando la media del 4,4% que se registró el año previo. Este aumento, reporta la AIE, se atribuye principalmente al mayor consumo en sectores industriales, la proliferación de vehículos eléctricos, el desarrollo de la inteligencia artificial, y la expansión en el uso de aire acondicionado, especialmente en países emergentes y en desarrollo. El informe de la AIE estima que el crecimiento eléctrico global avanzará "al menos 2,5 veces más rápido que el crecimiento energético total hasta 2030" y anticipa que durante los próximos cinco años la demanda anual será, en promedio, un 50% superior a la de la década anterior.

Las economías emergentes seguirán como el centro de este auge, representando cerca del 80% del alza total en el consumo eléctrico mundial. Dentro de este grupo, el papel de China resulta central, pero la AIE prevé también un ascenso relevante de India y el Sudeste Asiático. Para 2030, estos territorios aportarán un porcentaje mayor al crecimiento, motivados por una economía dinámica y la creciente incidencia del aire acondicionado, que estará detrás de buena parte de las alzas tanto anuales como en los picos de demanda. Según cita la AIE, la inclusión del aire acondicionado en la vida diaria y la industria, producto de la urbanización y el aumento de las temperaturas, repercutirá de manera directa en la demanda eléctrica en estos países.

Datos de la AIE revelan que, si bien las naciones desarrolladas han mostrado tradicionalmente una tendencia estable, el consumo de electricidad en estas economías también está ascendiendo tras 15 años sin cambios significativos. Este repunte responde a la necesidad de cubrir la demanda relacionada con la inteligencia artificial y la fabricación industrial avanzada. Las economías avanzadas contribuyeron con cerca del 20% del incremento en la demanda mundial en 2025, frente al 17% registrado en 2024. Según las proyecciones del organismo, esta proporción se mantendrá cercana al 20% durante el periodo de análisis.

El informe indica que en Estados Unidos la demanda eléctrica aumentó un 2,1% en 2025 y se espera que el alza se sitúe en torno al 2% anual hasta 2030. Alrededor de la mitad de este aumento será consecuencia de la rápida proliferación de centros de datos, instalaciones esenciales para el funcionamiento de la inteligencia artificial y servicios digitales avanzados. En la Unión Europea, el crecimiento de la demanda fue menor al 1% en 2025, pero la AIE prevé una tasa anual próxima al 2% hasta 2030.

La magnitud del desafío queda reflejada en las declaraciones de Keisuke Sadamori, director de Mercados y Seguridad Energética de la AIE. Según reportó la propia agencia, Sadamori advirtió: "En un momento de gran incertidumbre en los mercados energéticos, es indudable que la demanda mundial de electricidad está creciendo con mucha más fuerza que en la última década". Además, subrayó que para cubrir estas necesidades será necesario incrementar en un 50% la inversión anual en redes eléctricas para el año 2030. Añadió que el aumento previsto en el consumo energético global para 2030 equivale al consumo de electricidad de más de dos veces la Unión Europea.

En cuanto a la oferta, la AIE señala que la generación de electricidad a partir de fuentes renovables registrará un crecimiento destacado hasta 2030, con la energía solar fotovoltaica al frente de este proceso. La producción mundial de energías renovables aumentará aproximadamente 1.000 teravatios-hora (TWh) anuales hasta esa fecha, de los cuales más de 600 TWh corresponderán al despliegue de capacidad solar. Además, la agencia internacional comunicó que la producción nuclear mundial se situó en un récord histórico en 2025.

El organismo proyecta un avance anual promedio del 8% en la generación de energías renovables hasta 2030. Para el cierre de este período, la combinación de fuentes renovables y nucleares generará la mitad de toda la electricidad mundial, frente al 42% estimado en la actualidad, informó la AIE. Como complemento necesario, la generación eléctrica a partir de gas crecerá en promedio un 2,6% anual de aquí a 2030, un porcentaje similar al registrado en 2019 y superior al 1,4% de los últimos cinco años. Según la AIE, entre 2026 y 2030, la energía procedente de fuentes renovables, junto al gas natural y la energía nuclear, cubrirán el incremento de la demanda global de electricidad.

El carbón, pese al avance tecnológico y la mayor inversión en nuevas fuentes, seguirá figurando como la principal fuente de combustible para la producción mundial de electricidad, según asegura la AIE en sus previsiones.

A medida que la electrificación progresa y la inteligencia artificial gana un lugar más destacado en la economía global, estrategias como la expansión de las energías alternativas y la modernización de las redes serán determinantes. La AIE resalta que la coordinación internacional y la inversión serán factores cruciales, tanto para responder a los cambios en la demanda como para alimentar transiciones energéticas capaces de garantizar la estabilidad y sostenibilidad del suministro eléctrico en los próximos años.

Lima y otras grandes ciudades del Perú, sobre todo en el sur, quedarían expuestas a apagones y alzas en las tarifas eléctricas si se implementa el reglamento de la Ley 32249 tal como está planteado, según el exviceministro de Energía, Arturo Vásquez.

El nuevo esquema de licitaciones por bloques horarios prioriza la entrada de energía solar y eólica, pero no garantiza cobertura durante la noche ni la madrugada. Esta situación obligaría a los distribuidores a comprar energía más cara de última instancia, trasladando el sobrecosto al usuario final.

La regulación de la Ley 32249 genera preocupación por suministro eléctrico en Perú

Vásquez advierte que este modelo puede poner en jaque la seguridad eléctrica nacional y aumentar la vulnerabilidad frente a fallos de suministro. “El problema es que las centrales renovables solo cubren el día, pero dejan sin respaldo las horas clave de mayor demanda; eso se traducirá en tarifas más altas para todos”, afirma.

El también exgerente de Estudios Económicos de Osinergmin señala que esta fragmentación del suministro, lejos de optimizar costos, “obliga a buscar energía más cara en el mercado para completar las 24 horas, y eso termina en el recibo del usuario”.

Vásquez sostiene que experiencias en Chile y España ya demostraron los riesgos de impulsar renovables sin una red preparada ni servicios complementarios. “Incluir renovables tan rápido sin reforzar transmisión ni exigir respaldo técnico genera sobrecostos, cortes y apagones”, advierte.

Asegura que el mercado regulado —el que agrupa a hogares y pequeños negocios— necesita estabilidad y precios bajos, algo que no se logra fragmentando la oferta por horarios. “No estamos aplicando lo que dice la ley: garantizar suministro continuo al menor costo. El reglamento, así como está, va en contra del objetivo principal”, denuncia.

El sur de Perú enfrenta riesgos de desabastecimiento eléctrico por cambios regulatorios

Otra crítica central es la restricción a los contratos bilaterales, mecanismo que históricamente permitió asegurar energía en regiones aisladas o con problemas de transmisión. “Si se prohíben estos contratos, los distribuidores se quedan sin herramientas para negociar y sin margen de maniobra ante emergencias”, subraya Vásquez.

También cuestiona la sobreintervención de Osinergmin, que según el reglamento tendría un rol decisivo y burocrático en la planificación de compras eléctricas. “El regulador debe supervisar y garantizar competencia, no decidir cuánto, cómo y dónde comprar energía. Si se equivoca, ¿quién asume la falta de suministro?”, advierte.

El exviceministro alerta que los precios que ofrecen las renovables no reflejan el costo real, ya que no asumen baterías ni respaldo. “Piden contratos baratos para hacer bancable el proyecto, pero si tuvieran que garantizar energía firme, los costos se disparan y la diferencia la paga el usuario”, explica.

¿La prohibición de contratos bilaterales es identificada como un factor de vulnerabilidad?

Según Vásquez, en el sur del país, donde se concentran las nuevas plantas solares sin suficiente respaldo hidráulico o térmico, el riesgo de apagones es mayor. “En Lima existe algo más de seguridad por el sistema hidráulico y térmico, pero el sur está desprotegido”, remarca.

“El reglamento debe asegurar energía las veinticuatro horas al menor costo, permitir contratos de energía y potencia, y evitar que el Estado inmovilice el mercado con trabas burocráticas”, concluye Vásquez. El debate sobre la versión final del reglamento sigue abierto, mientras crecen las alertas por los riesgos en el servicio y el impacto en el bolsillo de los usuarios.

Antes de encender la televisión, conectar el ordenador, jugar con la consola, poner la lavadora o activar el aire acondicionado, revisa cuál es el mejor momento del día para usar la energía eléctrica.

Aquí están las tarifas de la luz, así como las horas del día más alta y más barata del servicio para este martes 3 de febrero, de acuerdo con el Operador del Mercado Ibérico de Energía (OMIE).

Precio del servicio eléctrico

Tarifa media: 33.57 euros por megavatio hora

Tarifa máxima: 127.5 euros por megavatio hora

Tarifa más baja: 0.0 euros por megavatio hora

El precio de la electricidad por hora

A lo largo de este martes 3 de febrero, la tarifa de la luz por hora será el siguiente:

De 0:00 a 1:00 horas, la tarifa de la electricidad será de 0.16 euros por megavatio hora.

De 1:00 a 2:00 horas, el precio del servicio eléctrico será de 0.0 euros por megavatio hora.

De 2:00 a 3:00 horas, el precio del servicio eléctrico será de 0.0 euros por megavatio hora.

De 3:00 a 4:00 horas, la tarifa de la luz será de 0.0 euros por megavatio hora.

De 4:00 a 5:00 horas, el precio de la electricidad será de 0.0 euros por megavatio hora.

De 5:00 a 6:00 horas, la tarifa de la luz será de 0.0 euros por megavatio hora.

De 6:00 a 7:00 horas, la tarifa del servicio eléctrico será de 0.92 euros por megavatio hora.

De 7:00 a 8:00 horas, el precio de la electricidad será de 33.83 euros por megavatio hora.

De 8:00 a 9:00 horas, el precio del servicio eléctrico será de 110.88 euros por megavatio hora.

De 9:00 a 10:00 horas, la tarifa de la electricidad será de 111.89 euros por megavatio hora.

De 10:00 a 11:00 horas, la tarifa de la luz será de 35.8 euros por megavatio hora.

De 11:00 a 12:00 horas, el precio de la luz será de 3.78 euros por megavatio hora.

De 12:00 a 13:00 horas, la tarifa de la electricidad será de 0.91 euros por megavatio hora.

De 13:00 a 14:00 horas, el precio del servicio eléctrico será de 0.91 euros por megavatio hora.

De 14:00 a 15:00 horas, la tarifa de la electricidad será de 0.57 euros por megavatio hora.

De 15:00 a 16:00 horas, el precio de la luz será de 0.91 euros por megavatio hora.

De 16:00 a 17:00 horas, la tarifa del servicio eléctrico será de 1.03 euros por megavatio hora.

De 17:00 a 18:00 horas, el precio de la electricidad será de 7.97 euros por megavatio hora.

De 18:00 a 19:00 horas, la tarifa de la luz será de 55.0 euros por megavatio hora.

De 19:00 a 20:00 horas, el precio del servicio eléctrico será de 127.5 euros por megavatio hora.

De 20:00 a 21:00 horas, la tarifa del servicio eléctrico será de 121.86 euros por megavatio hora.

De 21:00 a 22:00 horas, el precio de la luz será de 105.0 euros por megavatio hora.

De 22:00 a 23:00 horas, la tarifa de la electricidad será de 65.0 euros por megavatio hora.

De 23:00 a 24:00 horas, el precio de la luz será de 21.65 euros por megavatio hora.

Antes de encender la televisión, conectar el ordenador, jugar con la consola, poner la lavadora o activar el aire acondicionado, consulta cuál es el mejor momento del día para usar la luz.

Aquí están las tarifas de la energía eléctrica, así como las horas del día más cara y más baja del servicio para este lunes 2 de febrero del 2026, de acuerdo con el Operador del Mercado Ibérico de Energía (OMIE).

Tarifa del servicio de electricidad

El servicio eléctrico tendrá una tarifa media en territorio español de 13.88 euros por megavatio hora para este lunes, de acuerdo con los datos del OMIE.

El órgano regulador señaló que el precio más alto de la energía eléctrica alcanzará los 48.59 euros por megavatio hora.

En contraste, la tarifa más bajo del servicio eléctrico en el país será de 0.01 euros por megavatio hora.

La tarifa de la electricidad cada hora

A lo largo de este día, la tarifa de la luz cada hora será el siguiente:

De 0:00 a 1:00 horas, la tarifa de la electricidad será de 7.38 euros por megavatio hora.

De 1:00 a 2:00 horas, el precio del servicio eléctrico será de 2.61 euros por megavatio hora.

De 2:00 a 3:00 horas, la tarifa de la luz será de 0.91 euros por megavatio hora.

De 3:00 a 4:00 horas, el precio de la electricidad será de 0.18 euros por megavatio hora.

De 4:00 a 5:00 horas, la tarifa de la luz será de 0.01 euros por megavatio hora.

De 5:00 a 6:00 horas, el precio del servicio eléctrico será de 0.27 euros por megavatio hora.

De 6:00 a 7:00 horas, la tarifa del servicio eléctrico será de 6.41 euros por megavatio hora.

De 7:00 a 8:00 horas, el precio de la electricidad será de 32.68 euros por megavatio hora.

De 8:00 a 9:00 horas, el precio de la luz será de 35.01 euros por megavatio hora.

De 9:00 a 10:00 horas, la tarifa del servicio eléctrico será de 28.61 euros por megavatio hora.

De 10:00 a 11:00 horas, la tarifa de la electricidad será de 7.76 euros por megavatio hora.

De 11:00 a 12:00 horas, el precio de la luz será de 2.61 euros por megavatio hora.

De 12:00 a 13:00 horas, el precio de la electricidad será de 0.7 euros por megavatio hora.

De 13:00 a 14:00 horas, la tarifa del servicio eléctrico será de 0.05 euros por megavatio hora.

De 14:00 a 15:00 horas, la tarifa de la luz será de 0.01 euros por megavatio hora.

De 15:00 a 16:00 horas, el precio de la electricidad será de 0.03 euros por megavatio hora.

De 16:00 a 17:00 horas, el precio del servicio eléctrico será de 1.36 euros por megavatio hora.

De 17:00 a 18:00 horas, la tarifa de la luz será de 15.17 euros por megavatio hora.

De 18:00 a 19:00 horas, la tarifa de la electricidad será de 35.26 euros por megavatio hora.

De 19:00 a 20:00 horas, el precio de la luz será de 41.76 euros por megavatio hora.

De 20:00 a 21:00 horas, la tarifa del servicio eléctrico será de 48.59 euros por megavatio hora.

De 21:00 a 22:00 horas, el precio del servicio eléctrico será de 36.11 euros por megavatio hora.

De 22:00 a 23:00 horas, el precio de la electricidad será de 24.13 euros por megavatio hora.

De 23:00 a 24:00 horas, la tarifa de la luz será de 5.58 euros por megavatio hora.

Los consumidores con tarifa regulada han podido beneficiarse este enero de una caída del 1,5% en el precio de la factura eléctrica frente al coste medio de diciembre. En comparación interanual, el precio voluntario para el pequeño consumidor o PVPC se abarató un 7% respecto al mismo mes de 2025.

Tras este descenso, el importe medio para un cliente tipo se sitúa en 63,31 euros. El abaratamiento, de acuerdo con el simulador de la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia (CNMC), se explica en parte por la evolución de los impuestos. En enero de 2024, la factura ascendía a 68,41 euros, tras el retorno del IVA de la electricidad al 21%. La rebaja impositiva, que se introdujo de forma temporal durante la crisis energética desatada tras la invasión rusa de Ucrania, llegó a reducir el IVA hasta el 5%, antes de elevarse posteriormente al 10% y volver finalmente al nivel habitual.

El análisis de las facturas de enero en los últimos años muestra una notable fluctuación. En 2024, el importe fue de 54,49 euros y, un año antes, de 48,62 euros. Sin embargo, la volatilidad se disparó en 2022, cuando el recibo alcanzó los 96,61 euros en medio de la inestabilidad internacional y la recuperación de la demanda tras la pandemia.

El precio del ‘pool’ cae un 8%

La importe final del recibo de la luz no solo depende del consumo y también incorpora costes regulados, alquiler de equipos de medición, el margen de la comercializadora y los impuestos. La evolución del precio mayorista, conocido como ‘pool’, juega un papel decisivo en la factura final. En enero de 2025, este precio promedio se redujo a 71,67 euros por megavatio hora (MWh), un descenso del 8% respecto a los 77,9 euros/MWh registrados en diciembre.

El precio de la electricidad cerró enero un 25% por debajo de hace un año, gracias al retroceso del gas y al avance de las fuentes hidráulicas, entre otros factores. La electricidad arrancó 2026 con una media en el entorno de los 70 euros por megavatio hora frente a los 96,33 euros del mismo mes de 2024, según datos del operador del mercado eléctrico (OMIE) recopilados por EFE.

Días por encima de los 100 euros

Pese a la reducción general, en ocho días del mes se superó la barrera de los 100 euros, alcanzando el máximo diario el 19 de enero, con 129,86 euros. Por el contrario, el día más barato del mes se registró el viernes 30, con un precio de 5,57 euros/MWh, lo que representa un descenso del 55% respecto al día anterior, reflejando la alta volatilidad intradía del mercado eléctrico.

De cara a 2026, el grupo ASE prevé un precio medio de 54,55 euros/MWh, considerando una climatología normal y precios del gas y de emisiones similares a los actuales. En un escenario bajista, el precio podría caer hasta 48,51 euros/MWh, mientras que en uno alcista podría alcanzar los 62,34 euros/MWh. Este comportamiento se verá influido por el aumento esperado de la generación renovable no gestionable, principalmente eólica y fotovoltaica, y por la producción hidroeléctrica que se situará en la media histórica. Además, se anticipa que Red Eléctrica mantenga altos niveles de generación con ciclos combinados (CCG) para garantizar la estabilidad de la red y evitar situaciones como el apagón de abril. En este contexto, los costes de ajuste y balance podrían mantenerse en torno a 17 euros/MWh durante 2026.

Antes de encender la televisión, conectar el ordenador, jugar con la consola, poner la lavadora o activar el aire acondicionado, checa cuál es el mejor momento del día para usar la luz.

Aquí están las tarifas de la luz, así como las horas del día más alta y más barata del servicio para este domingo 1 de febrero, de acuerdo con el Operador del Mercado Ibérico de Energía (OMIE).

Precio de la energía eléctrica

Día: 1 de febrero

Precio de media: 23.62 euros por megavatio hora

Precio más alto: 130.6 euros por megavatio hora

Precio más bajo: 0.1 euros por megavatio hora

El precio de la electricidad cada hora

A lo largo de este domingo 1 de febrero, el precio de la luz por hora será el siguiente:

De 0:00 a 1:00 horas, la tarifa de la electricidad será de 3.78 euros por megavatio hora.

De 1:00 a 2:00 horas, el precio del servicio eléctrico será de 1.5 euros por megavatio hora.

De 2:00 a 3:00 horas, el precio del servicio eléctrico será de 0.91 euros por megavatio hora.

De 3:00 a 4:00 horas, la tarifa de la luz será de 0.18 euros por megavatio hora.

De 4:00 a 5:00 horas, el precio de la electricidad será de 0.1 euros por megavatio hora.

De 5:00 a 6:00 horas, la tarifa de la luz será de 0.16 euros por megavatio hora.

De 6:00 a 7:00 horas, la tarifa del servicio eléctrico será de 0.91 euros por megavatio hora.

De 7:00 a 8:00 horas, el precio de la electricidad será de 1.98 euros por megavatio hora.

De 8:00 a 9:00 horas, la tarifa del servicio eléctrico será de 4.96 euros por megavatio hora.

De 9:00 a 10:00 horas, el precio de la electricidad será de 10.0 euros por megavatio hora.

De 10:00 a 11:00 horas, el precio de la luz será de 3.78 euros por megavatio hora.

De 11:00 a 12:00 horas, la tarifa de la luz será de 3.78 euros por megavatio hora.

De 12:00 a 13:00 horas, la tarifa del servicio eléctrico será de 1.7 euros por megavatio hora.

De 13:00 a 14:00 horas, el precio de la electricidad será de 1.98 euros por megavatio hora.

De 14:00 a 15:00 horas, el precio de la electricidad será de 2.0 euros por megavatio hora.

De 15:00 a 16:00 horas, la tarifa de la luz será de 1.84 euros por megavatio hora.

De 16:00 a 17:00 horas, el precio del servicio eléctrico será de 2.1 euros por megavatio hora.

De 17:00 a 18:00 horas, la tarifa del servicio eléctrico será de 25.68 euros por megavatio hora.

De 18:00 a 19:00 horas, la tarifa de la luz será de 37.0 euros por megavatio hora.

De 19:00 a 20:00 horas, el precio de la electricidad será de 114.75 euros por megavatio hora.

De 20:00 a 21:00 horas, el precio del servicio eléctrico será de 130.6 euros por megavatio hora.

De 21:00 a 22:00 horas, la tarifa de la electricidad será de 122.15 euros por megavatio hora.

De 22:00 a 23:00 horas, la tarifa de la luz será de 60.0 euros por megavatio hora.

De 23:00 a 24:00 horas, el precio de la electricidad será de 35.0 euros por megavatio hora.

El Gobierno argentino emitió un comunicado con una recomendación para quienes planean visitar Cuba, aconsejando no viajar por el deterioro de las condiciones de vida en la isla. La recomendación oficial insta a evitar o posponer viajes turísticos ante la persistente crisis de recursos básicos.

Según el comunicado, se han reportado interrupciones prolongadas del suministro eléctrico, dificultades para conseguir combustible, incluso en áreas turísticas, y problemas en el acceso al agua potable. Además, se destacan la escasez de alimentos y de medicamentos, lo que agrava la situación para residentes y visitantes.

A los argentinos que permanecen en Cuba, el llamado es a estar atentos a la evolución de la crisis y tomar precauciones adicionales.

En los últimos días, el Gobierno de Estados Unidos adoptó fuertes medidas respecto a Cuba y los países que suministren petróleo a la isla. Esta decisión sería una de las principales condiciones que resultaron en el deterioro que advierten desde Cancillería.

El jueves pasado, Donald Trump firmó una orden ejecutiva que impone aranceles adicionales a bienes importados de países que entreguen o vendan petróleo al régimen cubano.

Con esta decisión, la administración busca frenar una de las fuentes principales de energía para la dictadura en Cuba y, de acuerdo con la Casa Blanca, salvaguardar los intereses estratégicos de Washington frente a lo que define como “acciones malignas” de La Habana a nivel internacional.

La normativa especifica que cualquier nación que, directa o indirectamente, suministre petróleo o productos derivados a Cuba podría verse afectada por nuevas tarifas sobre sus exportaciones hacia el mercado estadounidense.

En una comparecencia ante la prensa durante la presentación de un documental sobre la primera dama, Melania Trump, el presidente estadounidense sostuvo: “Parece que no podrá sobrevivir. Cuba no podrá sobrevivir”.

Estados Unidos sostiene que el abastecimiento energético que recibe la dictadura de La Habana constituye un pilar para su permanencia en el poder y la financiación de acciones que, a juicio del gobierno estadounidense, ponen en riesgo la estabilidad en la región. La economía cubana, el sistema eléctrico y el transporte dependen de la llegada de crudo y combustibles refinados procedentes del exterior.

Interrogado acerca de si su Gobierno busca “ahogar” a Cuba mediante estas medidas, Trump respondió que esa expresión le parece “muy dura”, aunque calificó al país caribeño como una “nación en decadencia”.

“Hay que compadecerse de Cuba. Han tratado muy mal a la gente. Tenemos muchos cubanoamericanos que fueron tratados muy mal y probablemente les gustaría regresar”, declaró.

La disposición confiere al Ejecutivo la potestad de alterar o dejar sin efecto la medida. Trump se reservó la opción de modificar el esquema tarifario si el régimen cubano o los países implicados “adoptan medidas significativas” que reduzcan la amenaza que percibe o se alineen con los intereses de seguridad y política exterior de Estados Unidos. Además, advirtió que cualquier represalia comercial podrá desencadenar nuevas modificaciones.

El documento señala que la isla cuenta con capacidades militares y de inteligencia vinculadas a países adversarios de Estados Unidos. Como ejemplo, menciona la presencia en Cuba de la mayor base de inteligencia de Rusia fuera de su territorio, la cual, según Washington, se dedica a recolectar información sensible estadounidense.

También acusa al régimen cubano de ofrecer refugio y respaldo a organizaciones que Estados Unidos considera terroristas, como Hezbollah y Hamas.

“Cuba crea un entorno seguro para que estos grupos establezcan vínculos económicos, culturales y de seguridad en la región”, afirma la orden ejecutiva, que incluye además la colaboración de La Habana con China e Irán.

Además, la orden resalta la existencia de represalias contra los familiares de presos políticos, así como restricciones a la libertad de expresión, que abarcan el uso de internet, la censura a la prensa y la persecución de opositores políticos. La administración de Donald Trump acusó a la isla de incurrir en violaciones sistemáticas de los derechos humanos.

El Instituto Nacional de Estadística (INE) incorporó en su último avance del Índice de Precios de Consumo (IPC) una estimación de la inflación subyacente, que permaneció en el 2,6% durante enero por tercer mes consecutivo, igualando el valor más elevado registrado desde diciembre de 2024. Este dato se inscribe en el contexto de un descenso generalizado de los precios al consumo, que alcanzaron su nivel más bajo desde junio, tal como informó el medio que cita los datos avanzados este viernes por el INE.

De acuerdo con la información publicada por el INE, el IPC interanual cayó cinco décimas en enero y se situó en el 2,4%. Se trata del porcentaje más bajo desde el pasado mes de junio. Según explicó el INE, esta evolución en el primer mes de 2026 estuvo condicionada en gran parte por el abaratamiento de carburantes y lubricantes para vehículos personales, en contraste con el aumento observado en enero de 2025. Además, los precios de la electricidad experimentaron un incremento, pero este fue menos pronunciado que en el mismo periodo del año anterior.

Este retroceso de cinco décimas en el IPC marca el tercer mes consecutivo de bajadas en la tasa interanual. En octubre de 2025, el índice había alcanzado el 3,1%, su nivel más elevado en dieciséis meses, según consignó el INE. Desde entonces, los precios al consumo han mostrado una tendencia sostenida a la baja.

El Ministerio de Economía, Comercio y Empresa destacó que la desaceleración de la inflación en enero representa la reducción más significativa desde marzo de 2025. El ministerio señaló que esta evolución está alineada con la meta del Banco Central Europeo (BCE), que busca mantener la inflación cerca del 2%. Además, subrayó que esta estabilización de precios favorece el poder adquisitivo de las familias, puesto que contribuye a que los salarios recuperen capacidad de compra frente al encarecimiento registrado en periodos previos.

Al analizar los resultados mensuales, el INE detalló que el IPC bajó un 0,4% entre diciembre de 2025 y enero de 2026. Esta caída constituye el mayor descenso mensual desde septiembre de 2024, cuando la variación fue del -0,6%. Este comportamiento mensual de los precios evidencia la influencia de factores estacionales y del contexto energético actual.

Respecto al IPC armonizado (IPCA), la tasa interanual también experimentó un recorte de cinco décimas en enero, quedando en el 2,5%. En términos de comparación mensual, el IPCA mostró una variación de -0,7%. En cuanto a la inflación subyacente calculada por este índice, la estimación del INE la ubicó en un 2,8% para el primer mes de 2026, reflejando una mayor resistencia de los precios excluyendo los componentes más volátiles.

El INE puntualizó que la bajada interanual del IPC respondía fundamentalmente a dos factores: la reducción de los precios de los carburantes respecto al comportamiento del año anterior y una evolución menos acentuada en el incremento de la electricidad. Mientras que en enero de 2025 ambos sectores encarecieron el indicador, en el arranque de 2026 la tendencia permitió suavizar el ritmo de aumento de los precios en términos generales.

Economía calificó estos datos como compatibles con la estrategia adoptada por las instituciones europeas para contener la inflación. El informe del ministerio hace hincapié en la importancia de estos movimientos para las perspectivas macroeconómicas, resaltando el alivio que supone para los consumidores y la correspondiente reducción de tensiones sobre los precios en el resto de la economía.

La publicación definitiva de las cifras del IPC correspondientes a enero está prevista para el 13 de febrero, según anticipó el INE. Hasta entonces, las estimaciones ofrecidas permitirán a analistas y responsables políticos ajustar previsiones y evaluar el impacto de la inflación sobre la evolución del consumo, la inversión y las estrategias del Banco Central Europeo.

La persistencia de la inflación subyacente en valores relativamente altos señala que, a pesar de la contención en los precios de alimentos frescos y productos energéticos, otros sectores de la economía mantienen un ritmo de encarecimiento sostenido. Esta situación obliga a las autoridades a seguir monitorizando la evolución de los precios y la posible repercusión en las próximas decisiones de política monetaria.

Por otra parte, los últimos datos recabados por el INE se insertan en un periodo de cambio respecto a ciclos inflacionarios anteriores, en los que los incrementos en los costes energéticos y las tensiones en suministros internacionales alimentaron pronunciados picos de inflación. El comportamiento reciente del IPC apunta a una moderación que podría contribuir a estabilizar la economía en los próximos meses, siempre de acuerdo con las previsiones oficiales publicadas por el instituto y el Ministerio de Economía.

El cambio constante en el precio de la energía eléctrica obliga a la gente a mantenerse informada para así elegir el mejor precio sin que afecte su bolsillo.

Por ello, estos son los precios en España este sábado 31 de enero, de acuerdo con el Operador del Mercado Ibérico de Energía (OMIE). También ubica los precios más bajos, así como los más altos, de luz.

Precio del servicio eléctrico

Día: 31 de enero

Precio medio: 5.62 euros por megavatio hora

Precio máximo: 35.0 euros por megavatio hora

Precio más bajo: -0.46 euros por megavatio hora

La tarifa de la electricidad por hora

A lo largo de este día, la tarifa de la electricidad por hora será el siguiente:

De 0:00 a 1:00 horas, la tarifa de la electricidad será de 0.01 euros por megavatio hora.

De 1:00 a 2:00 horas, el precio de la luz será de -0.01 euros por megavatio hora.

De 2:00 a 3:00 horas, la tarifa del servicio eléctrico será de -0.01 euros por megavatio hora.

De 3:00 a 4:00 horas, el precio del servicio eléctrico será de -0.02 euros por megavatio hora.

De 4:00 a 5:00 horas, el precio de la electricidad será de -0.03 euros por megavatio hora.

De 5:00 a 6:00 horas, la tarifa de la luz será de -0.42 euros por megavatio hora.

De 6:00 a 7:00 horas, el precio de la electricidad será de -0.11 euros por megavatio hora.

De 7:00 a 8:00 horas, la tarifa del servicio eléctrico será de 0.0 euros por megavatio hora.

De 8:00 a 9:00 horas, el precio de la luz será de 0.0 euros por megavatio hora.

De 9:00 a 10:00 horas, la tarifa de la luz será de -0.15 euros por megavatio hora.

De 10:00 a 11:00 horas, la tarifa del servicio eléctrico será de -0.42 euros por megavatio hora.

De 11:00 a 12:00 horas, el precio de la electricidad será de -0.46 euros por megavatio hora.

De 12:00 a 13:00 horas, el precio de la electricidad será de -0.42 euros por megavatio hora.

De 13:00 a 14:00 horas, la tarifa del servicio eléctrico será de -0.42 euros por megavatio hora.

De 14:00 a 15:00 horas, el precio de la luz será de -0.42 euros por megavatio hora.

De 15:00 a 16:00 horas, la tarifa de la luz será de -0.42 euros por megavatio hora.

De 16:00 a 17:00 horas, el precio de la electricidad será de -0.01 euros por megavatio hora.

De 17:00 a 18:00 horas, la tarifa del servicio eléctrico será de 0.93 euros por megavatio hora.

De 18:00 a 19:00 horas, el precio del servicio eléctrico será de 14.97 euros por megavatio hora.

De 19:00 a 20:00 horas, la tarifa de la electricidad será de 31.5 euros por megavatio hora.

De 20:00 a 21:00 horas, la tarifa de la luz será de 35.0 euros por megavatio hora.

De 21:00 a 22:00 horas, el precio de la luz será de 32.73 euros por megavatio hora.

De 22:00 a 23:00 horas, la tarifa de la electricidad será de 18.48 euros por megavatio hora.

De 23:00 a 24:00 horas, el precio del servicio eléctrico será de 4.54 euros por megavatio hora.