Si de repente te quedas sin electricidad en casa, puedes recurrir a una batería portátil o power bank para cargar el celular. Conviene mantener siempre cargados estos dispositivos, ya que ante ciertas emergencias resultan muy útiles.

Ten presente, además, que las baterías portátiles tienen una capacidad limitada. El concepto clave para entenderla es el de miliamperios hora (mAh): ese dato indica cuántos dispositivos se pueden cargar y cuántas veces, explicó Gift Campaign.

Los teléfonos tienen baterías de alrededor de 3.000 mAh, mientras que los modelos más antiguos rondan los 1.000 mAh. Una batería portátil de 7.200 mAh, por ejemplo, permite cargar dos teléfonos completos o uno dos veces antes de necesitar recarga.

La mayoría de los power banks incluye algún indicador del nivel de carga, por lo general cuatro luces LED en las que cada una equivale al 25% de la capacidad total.

Al estrenar uno de estos dispositivos, el primer paso es leer el manual ya que ahí se especifica si conviene cargarlo por completo antes del primer uso o si es preferible aprovechar la energía que trae de fábrica.

Cómo cargar correctamente una batería portátil

Para cargar correctamente una batería portátil, explica el blog recién mencionado, no es necesario conectarla a la corriente hasta que llegue al 100% de su capacidad. Con alcanzar el 80% es suficiente para garantizar una mayor vida útil al dispositivo.

Del mismo modo, evita que la carga caiga por debajo del 25% antes de enchufarlo. Estas son recomendaciones generales: si ocurre una o dos veces, el daño no será significativo.

La frecuencia de carga dependerá del uso que le des. Si no utilizas la batería externa con regularidad, lo ideal es cargarla cada dos o tres meses.

Antes de hacerlo, comprueba el nivel de carga para saber hasta dónde necesitas recargarla, ya que estos dispositivos se descargan de forma gradual cuando están en desuso.

El tiempo de carga de un power bank es considerablemente mayor al de otros dispositivos de uso cotidiano, como un teléfono inteligente o un smartwatch.

Según el modelo, puede oscilar entre dos y diez horas para completar la carga. Ese tiempo depende tanto de la capacidad total en mAh como de la capacidad de carga, que se mide en amperios y suele ubicarse entre 1,0 y 3,0 A.

Muchos power banks cuentan con varios puertos USB. El más rápido será siempre el de mayor capacidad en amperios. Sin embargo, evita usar cargadores de terceros o de baja calidad, ya que pueden dañar el dispositivo.

Por la misma razón, es preferible conectarlo a un enchufe de pared antes que a una computadora mediante cable USB: la carga por USB será notablemente más lenta.

Qué otras alternativas considerar si no tengo baterías portátiles

Si no tienes un power bank a mano, existen otras opciones para mantener el celular con carga.

La más sencilla es conectarlo a una computadora o laptop mediante un cable USB: aunque la carga será más lenta que con un enchufe de pared, es una solución práctica en situaciones de emergencia.

Algunos televisores modernos también cuentan con puertos USB que permiten cargar dispositivos de la misma manera.

Otra alternativa es la carga inversa, una función disponible en varios modelos de teléfonos inteligentes que permite transferir energía de un celular a otro mediante un cable o de forma inalámbrica.

Para usarla, el dispositivo que cede la energía debe tener batería suficiente y la función debe estar habilitada en los ajustes del equipo.

Si en tu casa funciona la electricidad con normalidad, utiliza el cargador de tu celular. Esta opción es la más sana para la salud de tu batería.

La transición hacia la movilidad eléctrica es uno de los objetivos climáticos fundamentales para lograr los objetivos de sostenibilidad que tanto España como la Unión Europea se han fijado en los próximos años. Según un informe reciente de EY y Eurelectric, la cifra total de vehículos eléctricos para 2030 superará los 75 millones, culminando un proceso de crecimiento acelerado.

Ya en 2026, las ventas mundiales de coches eléctricos alcanzarán los 23 millones, representando casi el 30% del total de ventas de automóviles nuevos, con China dominando el sector y el mercado europeo presentando un rápido crecimiento, según las previsiones de la Agencia Internacional de la Energía (AIE) para este año. De cara a los próximos meses, la AIE prevé que en Europa se produzca un mayor crecimiento entre los principales mercados de este tipo de vehículos, con un aumento proyectado de las ventas de alrededor del 20%, de modo que uno de cada tres coches vendidos será de este tipo.

Todos estos datos nos muestran una tendencia clara pero, a pesar de todo, la longevidad de las baterías en los coches eléctricos sigue generando preguntas entre conductores y fabricantes. Por eso, un mecánico experto ha dado algunas claves en su cuenta de TikTok (@garaje.hermetico) para realizar un mantenimiento adecuado de este tipo de depósitos que podría conllevar incluso a que su vida útil superase a la del propio vehículo.

Los tres consejos para alargar la vida útil de la batería

Aunque muchos usuarios asumen que el funcionamiento de una batería es similar al de un depósito de combustible, en realidad el proceso de carga y descarga es mucho más complejo. “ Una batería es un entorno, yo diría que casi vivo. Cada vez que la cargas y descargas, los iones cambian de lugar y eso al final la desgasta y produce pequeñas cicatrices”, justifica el mecánico.

De esta manera, el experto, en su cuenta de Tiktok, da tres consejos. El primero se llama el ‘efecto buffet’. “Igual que tú no debes comer en un buffet hasta arriba hasta que puedas vomitar o no comer nada, a las baterías les pasa igual”, comienza. “Lo peor es estar al cien por cien o al cero por cien”, argumenta el mecánico. La solución: “ Yo recomiendo la regla del 20-80”, que quiere decir que nunca esté por debajo de la primera cifra ni por debajo de la segunda. “Y si vas a dejar el coche parado muchas veces, equilibrio total al cincuenta por ciento”, concluye.

La regla número dos tiene que ver con la carga rápida. “La carga rápida es cafeína pura. Es un chute que a la batería no le puede sentar bien”, opina el experto. Aún así, no es una regla inamovible. “No pasa nada. Cuando vayas de viaje, úsala, por supuesto, pero no la uses como recurso habitual”, aclara. Y, respecto a la última norma, habla del calor. “Es el peor enemigo de las baterías, sobre todo a partir de los 45ºC”, comenta refiriéndose a las temperaturas que pueden alcanzar este tipo de componentes. “Si el coche está caliente déjalo enfriar y, siempre que puedas, aparca en un garaje o a la sombra”, aconseja.

La solución de los fabricantes de coches eléctricos

Según el mecánico, con una carga lenta puedes hacer 3.500 ciclos a una batería y con una rápida sólo 2.200. Así, tras 10 años, con cargas lentas, la batería tiene un noventa y uno por ciento de capacidad, mientras que con cargas solamente rápidas, un sesenta y ocho.

Por eso, los principales fabricantes de coches eléctricos, como Tesla y MG, han desarrollado soluciones específicas para enfrentar los desafíos asociados al desgaste de las baterías. Una de las estrategias más recientes es la adopción de baterías de litio ferrofosfato (LFP), una tecnología que permite soportar cargas completas al cien por ciento sin que se reduzca la vida útil del componente.

Por primera vez en la historia de Portugal, la energía solar se convirtió en la principal fuente de generación eléctrica del país. Según informó Euronews, este avance responde a una tendencia global de crecimiento en las energías renovables, pero el caso portugués destaca por la velocidad con la que la energía fotovoltaica desplazó a otras fuentes tradicionales.

En julio de 2026, las instalaciones solares nacionales generaron el mayor porcentaje de electricidad, superando a la hidroeléctrica, la eólica y la biomasa. El cambio representa no solo un éxito en el campo energético, sino también el resultado de una apuesta sostenida por fuentes limpias y autóctonas. La noticia marca un antes y un después en el modelo de producción energética portugués.

Portugal: récord en energía solar y crecimiento renovable

Durante el mes de julio, las energías renovables cubrieron el 53% del consumo eléctrico nacional. De ese porcentaje, la energía solar encabezó la generación con un 19%, seguida por la hidroeléctrica (16%), la eólica (13%) y la biomasa (5%). Por primera vez, la fotovoltaica lideró la matriz energética del país, según datos de Redes Energéticas Nacionais (REN).

En consecuencia, el pasado 29 de junio, el país luso alcanzó un pico de producción solar nunca antes registrado: cerca de 3.800 megavatios (MW) a las 13:30. Ese valor supuso un récord histórico para la generación solar en el territorio nacional. Este desempeño convirtió a la energía solar en un actor central para el abastecimiento eléctrico portugués durante el verano.

La tendencia al alza en la producción renovable no se limita a un solo mes. Entre enero y julio de 2026, las fuentes limpias cubrieron el 68% del consumo eléctrico portugués. Sin embargo, en ese período, la hidroeléctrica mantuvo el liderazgo con el 27% de la generación, seguida de la eólica (24%) y la fotovoltaica (12%). La biomasa representó de nuevo el 5% de la producción eléctrica.

Este resultado evidencia la capacidad de adaptación y la robustez del sistema eléctrico portugués ante la incorporación masiva de tecnología fotovoltaica.

Productividad, importaciones y fuentes no renovables

El informe de REN detalla que tanto la energía solar como la eólica registraron índices de productividad inferiores a sus medias históricas en julio. La solar alcanzó un índice de 0,89, mientras que la eólica obtuvo 0,71. Por el contrario, la hidroeléctrica logró un índice de 1,26, lo que refleja un desempeño superior al habitual para esa fuente.

A pesar del avance de las renovables, la generación no renovable se mantuvo presente. En julio, las fuentes no renovables aportaron el 13% de la electricidad consumida en el país, según detalló el portal de noticias Euronews. Además, Portugal importó el 34% de su demanda eléctrica desde España. Este dato revela la aún existente dependencia exterior en determinados momentos del año, especialmente cuando la demanda interna supera la capacidad de generación local.

El crecimiento del consumo eléctrico en el país también es un aspecto destacado. El mes anterior, aumentó un 3% respecto al año anterior, y en los primeros siete meses de 2026, el incremento acumulado fue del 3,5%. Este aumento se produce en paralelo a la expansión de las energías renovables en la matriz nacional.

En cuanto al gas natural, el consumo creció un 4,1% durante los primeros siete meses de 2026. Nigeria y Estados Unidos continuaron como los principales proveedores de este recurso, con el 53% y el 33% del suministro, respectivamente. La diversificación de fuentes energéticas y la reducción progresiva del uso de combustibles fósiles figuran como objetivos prioritarios para Portugal.

Contexto europeo y proyección futura para Portugal

El avance portugués se enmarca en una tendencia generalizada en Europa. En la Unión Europea, la energía solar ya aporta el 25% de la electricidad, con España, Alemania y Polonia a la cabeza. Este fenómeno contribuyó a abaratar la electricidad en el continente, en parte gracias a la combinación de energía solar y eólica.

Portugal, con su reciente récord, refuerza su posición como referente en la transición energética. El elevado peso de las renovables en la matriz nacional y el liderazgo puntual de la energía solar evidencian el compromiso del país con una economía más sostenible y menos dependiente de fuentes externas.

La gestión eficiente de la demanda y la inversión en nuevas tecnologías serán claves para mantener la senda de crecimiento renovable. La apuesta por la fotovoltaica, junto con el desarrollo de otras fuentes limpias, seguirá moldeando el panorama energético portugués en los próximos años.

El hito alcanzado en julio no solo representa un logro técnico, sino también un mensaje claro sobre el potencial de las renovables para transformar la realidad energética de un país.

Frente a este desafío, surgen iniciativas como el #RetoIluminaColombia2.0, que propone una solución: reutilizar baterías de vehículos electrificados para almacenar energía solar y llevarla a comunidades apartadas.

Acceso desigual a la energía en zonas rurales de Colombia

El acceso a la electricidad sigue siendo un problema estructural en muchas regiones rurales del país. Datos de la Unidad de Planeación Minero Energética (UPME) revelan que existen alrededor de 1,32 millones de hogares colombianos con déficit energético, de los cuales más del 80 % se encuentran en áreas donde nunca llegó la red eléctrica convencional.

Quienes habitan estos territorios suelen experimentar cortes prolongados que pueden extenderse hasta 72 horas, una realidad que multiplica por veinte los lapsos de interrupción en comparación con los entornos urbanos. La falta de energía limita desde la conservación de alimentos hasta la posibilidad de estudiar fuera del horario solar, afectando múltiples dimensiones de la vida comunitaria.

La pregunta sobre si habrá luz al día siguiente es parte del día a día en muchas veredas, mientras que en las ciudades la electricidad es un recurso dado por hecho.

Transformación de baterías en energía para comunidades

El #RetoIluminaColombia2.0 de Volvo Cars, representada por Astara, busca responder a la falta de acceso a energía en zonas rurales mediante la reutilización de baterías de sus vehículos electrificados. Estas, una vez repotenciadas, se convierten en sistemas de almacenamiento capaces de suministrar energía solar de manera estable.

En 2025, la ecoaldea Nashira, ubicada en el Valle del Cauca, fue la primera en beneficiarse de este proyecto. Gracias a la instalación de estos sistemas, la cocina comunitaria de Nashira pudo operar sin restricciones, asegurando la continuidad de actividades esenciales para la alimentación de la comunidad.

Al año siguiente, el alcance del proyecto se expandió, permitiendo beneficiar a más comunidades en condiciones similares. La capacidad de las baterías para almacenar energía solar representa una alternativa concreta al suministro intermitente, brindando estabilidad y mejorando la calidad de vida de quienes viven lejos de la infraestructura tradicional.

Cuál es el impacto de #RetoIluminaColombia2.0 en instituciones educativas y comedores comunitarios

Entre los lugares beneficiados por el #RetoIluminaColombia2.0 destaca la Institución Educativa de Desarrollo Rural La Selva, en Ginebra, Valle del Cauca. Allí, 30 estudiantes de primaria enfrentan no solo las barreras geográficas, sino también desigualdades económicas y sociales.

La llegada de energía estable significa que pueden estudiar durante la noche y acceder a mejores condiciones para su aprendizaje.

El comedor comunitario de Tienda Nueva, en Palmira, es otro ejemplo de cómo la disponibilidad de electricidad permite la conservación de alimentos y la mejora en la seguridad alimentaria. Más de 50 personas reciben alimentación en este espacio, cuya operación depende directamente del suministro energético.

La electricidad en estos contextos trasciende la función de iluminar. Permite reforzar la permanencia de las comunidades en sus territorios, facilita el desarrollo de actividades productivas y genera oportunidades económicas que antes resultaban inalcanzables.

Participación comunitaria y capacitación local

El proyecto no se limita a la instalación de equipos. Un componente esencial es la apropiación por parte de las comunidades beneficiadas. De la mano de Dynamo, aliado estratégico de Volvo, se han promovido procesos de capacitación y liderazgo local.

Este enfoque asegura que las propias comunidades gestionen y mantengan los sistemas energéticos, incrementando la sostenibilidad de la iniciativa a largo plazo.

La idea es que los habitantes adquieran autonomía en el manejo de la tecnología, garantizando la continuidad y el aprovechamiento de los recursos instalados. Así, el proyecto se convierte en una herramienta de transformación social, permitiendo que el cambio trascienda lo técnico y se convierta en parte de la identidad colectiva.

Visibilización del impacto y relatos de transformación

El #RetoIluminaColombia2.0 también apuesta por generar conciencia sobre la desigualdad energética a través de una narrativa pública. El concepto El espejo de la luz contrasta las realidades opuestas entre quienes consideran la electricidad un bien asegurado y quienes viven en incertidumbre por su ausencia.

Personalidades reconocidas como Claudia Bahamón, Carlos Torres, Harry Sasson y Carlos Montoya se suman a la difusión del proyecto. Cada uno apadrina historias concretas que muestran el impacto de la llegada de energía limpia y sostenible, dando origen a los llamados Retratos de la Luz, relatos que documentan el cambio en la vida de las comunidades.

Según Nicolás Olarte, gerente de Posventa de Volvo Cars Colombia, “entendimos que una batería no muere cuando deja de impulsar un vehículo, sino que aún puede convertirse en una solución real para otras personas”. Esta declaración resume la filosofía detrás del proyecto, que encuentra en la reutilización de recursos una vía para resolver problemas sociales.

El sector minero peruano enfrenta un escenario en el que la modernización eléctrica y la sostenibilidad se convierten en piezas clave para sostener su liderazgo en la región.

De acuerdo con el informe de Aggreko, titulado “La nueva ecuación de la minería en América Latina: los límites invisibles entre energía y operación. Informe 2026”, el país continúa figurando entre los principales productores globales de cobre, oro, zinc y plata, y la minería representa cerca del 10% del PIB y el 60% de las exportaciones nacionales.

Durante 2025, las exportaciones mineras peruanas marcaron un récord de USD 61,8 mil millones, consolidando la actividad como pilar económico.

Perú refuerza su liderazgo minero con récord de exportaciones

El contexto internacional, signado por la transición energética y la creciente demanda global de minerales críticos, ha puesto presión sobre la infraestructura nacional.

El informe de Aggreko subraya que el desafío principal para Perú radica en garantizar un suministro eléctrico confiable y suficiente para los polos mineros, especialmente ante la apertura de nuevos proyectos y la expansión de operaciones existentes.

En este sentido, el Plan de Transmisión 2023-2032 surge como una estrategia fundamental para interconectar las principales zonas mineras con la red nacional y los principales centros logísticos y de exportación.

Un plan eléctrico para sostener la producción y la industrialización

Este plan propone la construcción y modernización de grandes líneas eléctricas y subestaciones, permitiendo que varias minas utilicen una infraestructura troncal compartida en lugar de depender de circuitos aislados o de generadores propios.

Según el informe de Aggreko, esto no solo reduce costos y mejora la seguridad del suministro, sino que también facilita la transición hacia una minería más limpia, al permitir el acceso a energía renovable conectada a la red nacional.

El modelo troncal de interconexión permite sumar nuevas minas a las infraestructuras existentes, acelerando la integración industrial y la electrificación de procesos mineros.

Proyectos como Las Bambas y Quellaveco ya avanzaron en la certificación de consumo eléctrico renovable y en la adopción de tecnologías orientadas a la reducción de la huella de carbono.

Permisos, burocracia y sostenibilidad: los desafíos pendientes

El informe de Aggreko advierte que, pese a los avances, la competitividad futura de la minería peruana dependerá menos de la abundancia de recursos y más de la capacidad para modernizar permisos, acelerar la infraestructura y cumplir con exigencias sociales y ambientales cada vez más estrictas.

La burocracia en licencias y la minería informal siguen siendo obstáculos para el desarrollo de nuevos proyectos y la sostenibilidad del sector formal.

América Latina apuesta por redes eléctricas sólidas para la minería

El análisis de Aggreko revela que la problemática peruana se repite en otros países de la región. Argentina, Chile, Brasil, Ecuador y México enfrentan la necesidad de transformar su potencial geológico en producción sostenible, apoyados en redes eléctricas sólidas y logística eficiente.

Las inversiones públicas en energía superaron los USD 50.000 millones en 2025, pero la velocidad y calidad de ejecución, así como la adaptación a la exigencia de menores emisiones, marcan diferencias entre países.

En Chile y Brasil, la obtención de permisos ambientales limita la expansión minera. Argentina vive el auge del litio y el retorno del cobre, lo que obliga a acelerar la integración energética.

Ecuador y México enfrentan retos ligados a la dependencia de una sola fuente energética y la vulnerabilidad ante sequías, lo que los empuja a buscar soluciones híbridas y sistemas autónomos para garantizar continuidad operativa.

Renovables, automatización y huella de carbono: nueva agenda regional

El informe de Aggreko concluye que la electrificación de operaciones, la automatización de procesos y el control de la huella de carbono serán factores decisivos para la competitividad futura.

La capacidad de integración industrial y el acceso a energía renovable definirán qué países logran capitalizar la demanda global de minerales críticos para la transición energética.

El avance del Plan de Transmisión peruano, en este contexto, aparece como un paso estratégico para sostener el liderazgo nacional dentro del nuevo escenario minero internacional.

Miles de paneles producen electricidad a pleno rendimiento en una mañana soleada. La energía entra al sistema al mismo tiempo desde decenas de plantas, la oferta supera con mucho a la demanda y el precio mayorista se desploma. En algunas horas llega a cero y, en otras, cae incluso por debajo. Hay tanta electricidad disponible -y tan poca capacidad para almacenarla- que algunos productores aceptan precios negativos para que su energía sea absorbida por el mercado.

La pérdida de rentabilidad de la energía solar en España ha entrado en una nueva fase. Ya no se manifiesta únicamente en precios bajos, recortes de producción o ingresos inferiores a los previstos. Según Bloomberg, al menos cuatro proyectos o compañías españolas se han puesto a la venta, pero la diferencia entre lo que pretenden cobrar sus propietarios y lo que están dispuestos a pagar los compradores ha frenado varias operaciones.

El problema nace de una contradicción. España ha conseguido desplegar energía solar a gran velocidad y abaratar la electricidad durante las horas de mayor producción, algo beneficioso para millones de consumidores. Sin embargo, las baterías, las redes eléctricas y la demanda no han aumentado al mismo ritmo. El resultado es que algunas plantas generan cada vez más energía, pero ingresan menos por ella y pierden valor ante posibles compradores.

Más electricidad, pero menos ingresos

Durante los últimos 15 años, fondos de capital riesgo, bancos y grandes eléctricas han invertido más de 80.000 millones de dólares en el sector renovable español, tal y como recoge Bloomberg. La expansión convirtió al país en uno de los mercados europeos con mayor crecimiento de estas tecnologías y llevó a la solar fotovoltaica a adelantar a la eólica en febrero de 2025 como la fuente con mayor potencia instalada en España.

Sin embargo, esta tecnología produce la mayor parte de energía prácticamente al mismo tiempo. A mediodía, cuando el sol alcanza su punto más alto, numerosas plantas inyectan grandes cantidades de energía en la red. Si hogares, empresas e industrias no consumen toda esa electricidad y no existen baterías suficientes para guardarla, el precio cae.

Los precios negativos se producen cuando sobra tanta electricidad que algunos generadores aceptan pagar para que su producción sea absorbida por el mercado. No significa que la factura de todos los consumidores pase automáticamente a ser negativa, sino que en el mercado mayorista hay horas en las que la energía tiene un valor inferior a cero.

Antes de terminar el primer semestre de 2026, España ya había superado el número de horas con precios negativos registrado durante todo 2025, de acuerdo con la información publicada por la agencia financiera.

Para una planta solar, producir más no garantiza ganar más. Aunque venda una mayor cantidad de electricidad, sus ingresos pueden disminuir si el precio medio que obtiene por ella cae lo suficiente. Esa diferencia entre producción y facturación está deteriorando las previsiones sobre las que se financiaron algunos proyectos.

Activos a la venta y operaciones bloqueadas

Para ejemplificar la situación, Bloomberg menciona que la promotora española Arena Green Power y la gestora de activos renovables Matrix Renewables han sido ofrecidas a potenciales compradores. La empresa privada RIC Sun España también estuvo a la venta, aunque ha detenido el proceso mientras trabaja para incorporar baterías a sus parques. En esta línea, Iberdrola habría retrasado algunas ventas de activos después de recibir ofertas que consideraba demasiado bajas.

Hay una distancia evidente entre las valoraciones de vendedores y compradores. Los propietarios calculan el valor de sus instalaciones a partir de la inversión realizada y de los ingresos que esperaban obtener durante años. Los posibles compradores, en cambio, descuentan el riesgo de que continúen las horas con precios cero o negativos, las restricciones de producción y la falta de capacidad para almacenar la energía.

Daniel Pérez, responsable de la empresa energética pública catalana L’Energètica, explica a Bloomberg que el deterioro de las condiciones económicas está llevando a algunos inversores a intentar abandonar el sector aceptando fuertes descuentos. No se trata necesariamente de una oleada de ventas cerradas, sino de activos puestos en el mercado que no encuentran comprador al precio esperado.

Solaria, el ejemplo de producir más y cobrar menos

La evolución de Solaria resume la paradoja. Su producción solar aumentó casi un 50% durante los tres primeros meses del año, mientras que el precio medio obtenido por esa electricidad cayó alrededor de un 20% en el mismo periodo.

Al mismo tiempo, BlackRock Advisors y al menos otras cuatro firmas de inversión han tomado posiciones bajistas sobre la compañía, es decir, han realizado operaciones con las que obtendrían beneficios si sus acciones pierden valor, según Bloomberg. Estas apuestas no significan por sí solas que Solaria vaya a registrar pérdidas, pero sí reflejan que una parte del mercado espera una evolución desfavorable de su cotización.

Solaria intenta reducir esa dependencia de la venta inmediata de electricidad. La empresa ha captado 300 millones de euros para adquirir baterías, que permitirían guardar la energía generada durante las horas centrales del día y venderla después, cuando baja la producción solar y el precio suele ser más alto. También estudia desarrollar centros de datos, que actuarían como grandes consumidores cercanos a sus plantas.

El papel clave de la red eléctrica

El problema no es únicamente cuánta electricidad se produce, sino qué puede hacerse con ella. La capacidad solar ha avanzado más rápido que el almacenamiento, las redes, las interconexiones y el crecimiento de la demanda.

Una batería permite desplazar la electricidad en el tiempo: la guarda al mediodía y la devuelve a la red por la noche. Una red más amplia y reforzada permite moverla en el espacio: trasladarla desde una zona con exceso de generación hasta otra donde hogares o industrias la necesitan. Sin esas dos capacidades, parte de la producción queda atrapada en el lugar y en el momento en el que se genera.

Cuando la red no puede absorber toda la energía, el operador puede ordenar recortes o desconexiones temporales. Estas restricciones obligan a una planta a reducir su producción aunque haya sol y capacidad técnica para generar, por lo que parte de la electricidad potencial termina desaprovechándose.

Bloomberg sostiene que Red Eléctrica ha intensificado desde el apagón que afectó a España y Portugal en abril de 2025 las órdenes para reducir la producción o desconectar temporalmente algunas instalaciones solares. La agencia relaciona esta mayor cautela con la necesidad de mantener estable el sistema, pero no atribuye a la energía solar la causa directa del apagón.

La red necesita mantener estables la frecuencia y la tensión para que la electricidad circule con normalidad. Las grandes centrales con turbinas han contribuido tradicionalmente a sostener ese equilibrio, mientras que una presencia cada vez mayor de energía solar exige más control y otros mecanismos de respaldo.

Miles de millones para adaptar el sistema

El Gobierno de España considera que la situación es transitoria y ha autorizado una inversión adicional de 17.900 millones de euros en las redes de transporte y distribución eléctrica hasta 2030. La medida pretende facilitar la conexión de nuevos consumos industriales, viviendas y transporte electrificado, además de reforzar la seguridad y la resiliencia del sistema.

A esta ampliación de las redes se suma el impulso al almacenamiento. En 2025, el Ministerio para la Transición Ecológica lanzó una convocatoria de 700 millones de euros para financiar proyectos a gran escala, entre ellos instalaciones de baterías, bombeo reversible y sistemas térmicos.

El reto ahora es que estas inversiones lleguen a tiempo y permitan absorber una capacidad solar que sigue creciendo más rápido que las infraestructuras necesarias para aprovecharla.

Un niño de ocho años perdió la vida tras sufrir una descarga eléctrica en la comunidad El Tigre, cercana a la playa El Majahual, en La Libertad Costa. El hecho ocurrió la noche del lunes y movilizó a socorristas y autoridades, quienes intentaron auxiliar al menor y esclarecer las circunstancias del incidente que conmocionó a los habitantes del sector.

Según la Cruz Verde Salvadoreña, la alerta llegó poco después de que el niño recibiera la descarga eléctrica. Personal de la institución acudió de inmediato al llamado de emergencia, al llegar al lugar, verificó que el menor no presentaba signos vitales. Los socorristas iniciaron maniobras de reanimación cardiopulmonar (RCP) con la esperanza de restablecer sus funciones vitales.

Minutos más tarde, el Sistema de Emergencias Médicas (SEM) se sumó al esfuerzo, aportando equipos técnicos y personal capacitado para colaborar en la atención de la víctima. Durante aproximadamente una hora, ambas instituciones trabajaron de forma coordinada para intentar salvar la vida del niño, pero los esfuerzos no dieron los resultados deseados. Finalmente, los equipos confirmaron el fallecimiento del menor en el lugar.

Tras la confirmación del deceso, autoridades oficiales arribaron a la escena para realizar los procedimientos de rigor. Los equipos encargados de la investigación iniciaron los peritajes y recabaron información relevante, siguiendo los protocolos legales establecidos para este tipo de emergencias. El caso generó consternación en la comunidad.

La Cruz Verde Salvadoreña reiteró la importancia de mantener la seguridad en los hogares y comunidades, sobre todo en zonas donde existen instalaciones eléctricas expuestas o riesgosas. Las autoridades hacen un llamado a reportar cualquier situación que represente peligro, para evitar incidentes similares.

Qué hacer en caso de descarga eléctrica

En situaciones de emergencia por descarga eléctrica, existen pasos básicos que pueden ayudar a salvar vidas. Lo principal es actuar con precaución para no exponerse a riesgos adicionales.

Si es posible y seguro, lo primero es cortar la corriente eléctrica. Esto se puede lograr desconectando el cable, retirando el fusible de la caja o apagando los interruptores automáticos del lugar. Apagar solo el aparato involucrado puede no detener el flujo de electricidad, por lo que es fundamental asegurarse de que no haya corriente antes de acercarse a la persona afectada. No se debe intentar el rescate si la víctima está cerca de líneas de alto voltaje activas.

Llamar al 911 o al número local de emergencias es el siguiente paso. Si no es posible interrumpir la corriente, se recomienda usar un objeto no conductor como una escoba, una silla, una alfombra o un tapete de caucho para alejar a la persona de la fuente eléctrica. Nunca se deben usar objetos húmedos ni metálicos. Si es posible, la persona que socorre debe pararse sobre una superficie seca, como periódicos doblados, para mayor seguridad.

Una vez que la víctima esté lejos de la fuente eléctrica, se debe revisar si respira y si tiene pulso. Si alguna de estas funciones está ausente o es muy débil, se deben aplicar los primeros auxilios correspondientes. En caso de que la persona esté inconsciente y sin pulso, es necesario iniciar la reanimación cardiopulmonar (RCP) y, si no respira, realizar respiración boca a boca. Si hay quemaduras, debe quitarse la ropa que salga con facilidad y enjuagar la zona afectada con agua fría hasta que el dolor disminuya.

Cuando la persona muestre signos de shock, es recomendable acostarla con la cabeza más baja que el tronco y las piernas elevadas, cubriéndola con una manta o abrigo. Se debe permanecer junto a la víctima hasta que llegue la ayuda médica. Las lesiones eléctricas pueden estar acompañadas de caídas o explosiones que causen daños adicionales, por lo que no se recomienda mover la cabeza ni el cuello si hay sospecha de lesiones en la columna.

Si el incidente ocurre en un vehículo impactado por una línea eléctrica, lo correcto es permanecer dentro del automóvil hasta la llegada de los equipos de emergencia, salvo que se inicie un incendio. En ese caso, la persona debe saltar fuera del vehículo sin tocarlo y el suelo al mismo tiempo.

La Fiscalía General de la República recuperó más de 13 millones de pesos para la Comisión Federal de Electricidad mediante un acuerdo reparatorio con una empresa de Guadalajara acusada de robo de fluido eléctrico, sin que el caso llegara a juicio.

La Fiscalía General de la República (FGR) logró resarcir el daño patrimonial causado a la Comisión Federal de Electricidad (CFE) por el robo de fluido eléctrico atribuido a una empresa con sede en la ciudad de Guadalajara, Jalisco. El monto recuperado asciende a 13 millones 729 mil 150 pesos, obtenidos a través de un acuerdo reparatorio sin necesidad de un proceso judicial.

Acuerdo reparatorio en Jalisco

La operación fue encabezada por la Fiscalía Especializada de Control Regional (FECOR) en Jalisco, que actuó a través del Órgano Especializado en Mecanismos Alternativos de Solución de Controversias en Materia Penal. Fue este órgano el que facilitó el diálogo entre las partes y formalizó el convenio que permitió la recuperación del monto reclamado por la paraestatal.

El monto recuperado asciende a 13 millones 729 mil 150 pesos, obtenidos a través de un acuerdo reparatorio.

Qué son los Mecanismos Alternativos de Solución de Controversias

Los Mecanismos Alternativos de Solución de Controversias (MASC) en materia penal son procedimientos que permiten resolver conflictos surgidos entre miembros de la sociedad con motivo de la denuncia de un hecho posiblemente delictivo. Su aplicación se basa en tres principios: rapidez, economía procesal y confidencialidad.

A través de estos mecanismos, las partes en conflicto llegan a un acuerdo mediante el diálogo, con la intervención de la autoridad como instancia facilitadora. El resultado es un convenio que, una vez cumplido, pone fin al conflicto penal sin necesidad de sentencia judicial.

El resultado es un convenio que, una vez cumplido, pone fin al conflicto penal sin necesidad de sentencia judicial

En este caso, el mecanismo permitió que la CFE recibiera la reparación del daño de forma ágil. El proceso se desarrolló de manera sencilla, flexible e informal, conforme a los criterios que rigen este tipo de procedimientos.

El rol de la FGR en los procesos alternativos

La FGR es la instancia responsable de poner a disposición de la ciudadanía estos procesos alternativos, con el objetivo de solucionar controversias penales de forma ágil, sencilla, flexible e informal, mediante el cumplimiento de acuerdos que aseguren la reparación del daño a la víctima u ofendido.

La FECOR en Jalisco fue la unidad que gestionó el proceso en el ámbito territorial donde ocurrió el ilícito. Su intervención derivó en el acuerdo reparatorio que permitió recuperar los 13 millones 729 mil 150 pesos a favor de la CFE, sin que las partes tuvieran que acudir a un juicio formal.

Qué es el robo de fluido eléctrico

El robo de fluido eléctrico es un delito tipificado en el artículo 368, fracción II del Código Penal Federal de México. La norma lo equipara al robo y lo define como el uso o aprovechamiento de energía eléctrica, magnética, electromagnética, de cualquier fluido o de cualquier medio de transmisión, sin derecho y sin consentimiento de quien legalmente puede disponer de esos recursos.

En términos prácticos, se comete cuando una persona o empresa consume energía eléctrica sin pagarla ni tener autorización para ello. Entre las modalidades documentadas en la legislación se encuentran la alteración, el daño, la remoción o la manipulación de instalaciones y medidores del servicio eléctrico, conductas sancionadas por el artículo 254 del Código Penal Federal con penas de 3 a 10 años de prisión y multas de 200 a mil días de salario.

¿Por qué se llama “fluido”?

Desde el punto de vista jurídico, la electricidad no es una “cosa mueble” en sentido estricto, por lo que no puede ser objeto del delito de robo tradicional. La ley mexicana resuelve esto equiparándola al robo mediante una figura especial, usando el término “fluido” para abarcar la energía en sus distintas formas.

Las sanciones para quienes cometan el delito previsto en el artículo 368, fracción II, incluyen multas y penas de prisión. En el caso de Guadalajara que derivó en el acuerdo reparatorio con la CFE, el daño patrimonial ascendió a 13 millones 729 mil 150 pesos.

En los primeros seis meses de 2026, el Estado nacional devengó USD 2.147 millones en subsidios al sector energético, el primer rebote significativo tras dos años consecutivos de caída, aunque el nivel se mantuvo todavía por debajo de los USD 3.035 millones transferidos en el primer semestre de 2024, el nivel más alto de la gestión del presidente Javier Milei.

El dato surge de un informe de la consultora Economía & Energía (E&E), que relevó el comportamiento del Mercado Eléctrico Mayorista (MEM) durante el período y advirtió que el aumento en el costo de la energía se trasladó solo de forma parcial a los usuarios.

La cifra correspondiente a los primeros seis meses del año representa un salto del 80% frente al mismo período de 2025, cuando los subsidios habían tocado un piso de aproximadamente USD 1.195 millones. La distancia respecto de ese piso es de casi USD 952 millones, y, según consigna el propio informe, más del 70% del incremento se canalizó a través de transferencias a la Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico (Cammesa), el organismo que administra las transacciones del sistema eléctrico.

Los números de los últimos cuatro años permiten dimensionar el quiebre de tendencia. En el primer semestre de 2023, último año de la gestión anterior, las transferencias al sector energético alcanzaron los USD 5.776 millones. Con la llegada de Milei al poder, esa cifra se redujo casi a la mitad en 2024, cuando los subsidios del primer semestre totalizaron USD 3.035 millones, una caída del 47% interanual. La baja continuó en 2025 hasta el piso ya mencionado. En los primeros seis meses de 2026 esa curva se invirtió por primera vez.

Las razones detrás del incremento de los subsidios

El detonante del rebote fue el costo de la energía, que trepó a un promedio de 90 USD/MWh durante el primer semestre, unos 15 USD/MWh y un 20% por sobre el nivel del mismo período de 2025.

Ese encarecimiento respondió a tres factores combinados, según el informe: el mayor costo de la generación térmica por el alza en el precio de los combustibles, el precio más elevado reconocido a la generación hidroeléctrica y el encarecimiento de las importaciones eléctricas, especialmente pronunciado en mayo y junio.

El costo de los combustibles para generación subió 26% interanual, traccionado por el encarecimiento del gas natural licuado (GNL) importado en el marco del conflicto en Medio Oriente y por un cambio en la matriz de abastecimiento, con mayor participación de combustibles alternativos de precio más elevado.

Brecha entre costo y tarifa

La brecha entre costo y tarifa es el centro del problema. En el segmento residencial, el costo de la energía promedió 89 USD/MWh, pero el precio estacional que abonó la demanda fue de 51 USD/MWh. La diferencia de 38 USD/MWh la cubrió el Estado, USD 9 más por unidad que en el mismo período del año anterior.

En el segmento comercial, la situación fue más pronunciada: el costo llegó a 91 USD/MWh mientras el precio estacional cayó a 68 USD/MWh, lo que implicó un subsidio promedio de 23 USD/MWh, con un incremento interanual de 19 USD/MWh.

¿Paradoja?

La paradoja que expone el informe de E&E es que este aumento en las transferencias del Estado convive con un desempeño exportador récord del sector. En el primer semestre de 2026, el saldo comercial energético de Argentina alcanzó los USD 5.950 millones, el 43% del superávit comercial total del país, contra USD 3.743 millones en el mismo período de 2025.

Las exportaciones energéticas crecieron 42,5% interanual hasta los USD 7.619 millones. El crudo lideró ese resultado con ventas externas por USD 4.693 millones —un 48% más que un año atrás—, impulsadas por una expansión de volúmenes a 309.000 barriles diarios (+25% interanual) y precios favorables de USD 84 por barril (+18% interanual).

Desde su asunción, el Gobierno sostuvo que los consumidores —ya sea residenciales o industriales— debían pagar el costo real de la energía. De hecho, llevó a cabo la reforma estructural del MEM que se puso en marcha a fines de 2025, con la creación de tres segmentos de transacción: Mercado Asignado, Mercado Spot y Mercado a Término (MAT).

Uno de los objetivos declarados de esa reforma era dinamizar la contractualización en el MAT, pero los bajos precios del Mercado Spot durante los primeros meses del año desalentaron ese proceso. Como resultado, en el primer semestre de 2026 el MAT representó apenas el 12% de la oferta eléctrica, mientras que la Generación Asignada y el Spot concentraron el 49% y el 39%, respectivamente. El fuerte aumento del precio Spot en el invierno —que llegó a 189 USD/MWh en junio— podría reactivar la contractualización en los próximos meses, según estima el informe.

La deuda pendiente: infraestructura de transporte

La deuda pendiente del sector está en la infraestructura de transporte. El Gobierno nacional trasladó al sector privado el financiamiento de nuevas obras de transporte de electricidad y gas natural, pero los dos sistemas presentan asimetrías que podrían condicionar su expansión.

En el transporte eléctrico, el concesionario privado asume el riesgo de financiamiento y construcción, y recupera la inversión a través de una tarifa que pagan los usuarios beneficiarios de la obra. La Secretaría de Energía identificó tres obras prioritarias en los corredores AMBA —que concentra el 40% de la demanda nacional—, Patagonia y Centro, aunque el llamado a licitación aún está pendiente.

Con el gas es diferente

En el transporte de gas, la lógica es diferente y más compleja. Sin un agregador como Cammesa que garantice el recupero de la inversión, la viabilidad económica de las obras depende de la posibilidad de trasladar su costo pleno a los cuadros tarifarios. El informe de E&E advierte que las asimetrías entre ambos sistemas podrían impedir que el mercado asigne eficientemente los recursos y condicionar el desarrollo de nueva infraestructura en los próximos años. Un dato que ilustra el potencial de esa infraestructura: desde su puesta en marcha en 2023 hasta abril de 2026, el Gasoducto Perito Moreno generó ahorros acumulados por USD 2.327 millones en sustitución de importaciones de combustibles líquidos y GNL, una cifra que ya compensó la inversión inicial financiada por el Estado y organismos multilaterales de crédito.

La interconexión eléctrica entre Colombia y Panamá sumó un nuevo avance con la publicación del Acuerdo Complementario 001, documento que define las reglas para remunerar la infraestructura que permitirá el intercambio de energía entre ambos países. La medida busca ofrecer mayor claridad sobre los ingresos asociados al proyecto y aportar condiciones que favorezcan su desarrollo.

El nuevo acuerdo fue expedido por la Comisión de Regulación de Energía y Gas (Creg) de Colombia y la Autoridad Nacional de los Servicios Públicos de Panamá (Asep), como parte del proceso de armonización regulatoria que adelantan ambas naciones para hacer posible la futura conexión de sus sistemas eléctricos.

Con esta decisión, los reguladores buscan establecer criterios comunes para el tratamiento económico de la infraestructura. El propósito es reducir la incertidumbre relacionada con las rentas de congestión que pueden surgir por las diferencias entre los precios de los mercados eléctricos de ambos países, un aspecto que incide directamente en la viabilidad financiera de la iniciativa.

La directora ejecutiva de la Creg, Adriana Jiménez Delgado, destacó que el documento representa un paso adicional dentro de un trabajo conjunto que ha venido consolidándose durante los últimos años. “Con las bases del acuerdo suscrito entre entidades de ambas naciones en 2025 y con este nuevo esfuerzo, la Creg y la Asep seguirán impulsando un trabajo de armonización regulatoria detallado en cada uno de los países para fortalecer el avance de la interconexión mediante regulaciones que sigan dando los lineamientos necesarios para que se siga con este progreso”, señaló.

La construcción del Acuerdo Complementario 001 tomó cuatro meses de trabajo técnico entre las autoridades regulatorias de Colombia y Panamá. Durante ese periodo se elaboró una propuesta inicial que posteriormente fue sometida a consulta pública para recibir observaciones de la ciudadanía y de los actores interesados.

Según las entidades responsables, cada uno de los comentarios fue analizado antes de consolidar la versión definitiva que ahora entra a hacer parte del proceso regulatorio. La consulta permitió ajustar las disposiciones relacionadas con el modelo de remuneración que acompañará la futura operación de la interconexión.

El esquema adoptado busca definir de manera anticipada cómo serán tratadas las rentas de congestión, un elemento que puede generarse cuando existen diferencias en los precios de la energía entre mercados conectados. Al establecer estas reglas desde esta etapa, Colombia y Panamá pretenden brindar mayor previsibilidad sobre los ingresos derivados de la infraestructura y ofrecer señales más claras para quienes participen en el proyecto.

La coordinación entre ambas autoridades regulatorias hace parte de un proceso más amplio orientado a construir un marco normativo compatible para el funcionamiento de la interconexión. La intención es que los dos países cuenten con disposiciones armonizadas antes de que entre en operación el intercambio de energía. Este trabajo no comenzó recientemente. Los acercamientos institucionales se remontan a junio de 2021, cuando los ministerios responsables del sector energético de Colombia y Panamá alcanzaron un acuerdo para impulsar la integración eléctrica entre ambas naciones y avanzar en la coordinación de los aspectos necesarios para desarrollar la iniciativa.

Posteriormente, durante 2025, la Creg y la Asep suscribieron un nuevo acuerdo que sentó las bases para construir un marco regulatorio conjunto. Ese documento definió la hoja de ruta para elaborar las normas requeridas y permitió continuar con el desarrollo de los instrumentos técnicos que demanda el proyecto. La publicación del Acuerdo Complementario 001 representa una nueva etapa dentro de ese proceso binacional. Su contenido se concentra exclusivamente en establecer el esquema de remuneración de la infraestructura, considerado uno de los componentes esenciales para avanzar hacia la futura interconexión eléctrica entre Colombia y Panamá bajo reglas coordinadas y con mayor certeza para los participantes de ambos mercados.

El Gobierno le otorgó al proyecto Vicuña el acceso al Régimen de Incentivo a las Grandes Inversiones (RIGI), justo después de aprobar la infraestructura eléctrica que la compañía reclamaba desde 2023 para conectar sus yacimientos en San Juan a la red nacional de alta tensión. La admisión al régimen, bajo la categoría de Proyecto de Exportación Estratégica de Largo Plazo (PEELP), habilita una inversión inicial de hasta USD 9.700 millones en lo que se considera el mayor proyecto minero de la historia argentina.

El proyecto es operado por Vicuña, la empresa surgida de la alianza entre las mineras BHP (australiana) y la canadiense Lundin Mining para integrar los yacimientos Josemaría y Filo del Sol, ubicados en el límite cordillerano de San Juan con Chile. Según la Evaluación Económica Preliminar presentada en febrero de 2026, el desarrollo completo de las tres etapas previstas podría alcanzar los USD 18.000 millones a lo largo de una década.

El Ministerio de Economía informó la aprobación con un comunicado que luego reposteó el ministro Luis Caputo: “La industria minera en San Juan sigue creciendo con más inversiones, más empleo y más exportaciones”. El mensaje precisó que el proyecto generará exportaciones anuales por más de USD 2.600 millones y creará 31.700 empleos directos e indirectos.

La estructura del proyecto se divide en tres fases. La primera, con un desembolso de USD 7.100 millones entre 2027 y 2030, se concentra en el depósito Josemaría con el desarrollo de una mina a cielo abierto y una planta concentradora. La segunda etapa incorpora los recursos de óxidos de Filo del Sol para ampliar la capacidad productiva. La tercera prevé la expansión de esa planta, el desarrollo de los sulfuros de Filo del Sol y la construcción de infraestructura estratégica, entre ella una planta desalinizadora de agua y un sistema de transporte de concentrado. La admisión al RIGI cubre las dos primeras fases.

Los beneficios del PEELP incluyen la reducción del impuesto a las Ganancias del 35% al 25%, la devolución inmediata del IVA, la eliminación de retenciones desde el segundo año, el levantamiento de controles de capital a partir del tercero y estabilidad fiscal y legal por 40 años. La compañía había solicitado esa adhesión en diciembre de 2025.

La batalla eléctrica que frenó al proyecto durante tres años

Justo antes de la aprobación del RIGI, el Ente Nacional Regulador del Gas y la Electricidad (ENReGE) emitió la Resolución 330/2026, publicada el miércoles en el Boletín Oficial, con el certificado que habilita la construcción de las obras eléctricas que Vicuña necesitaba para llevar a cabo su operación. La inversión en esa infraestructura rondará los USD 800 millones y será financiada por la propia compañía, sin traslado de costos a los usuarios del sistema. La medida oficial también le otorga prioridad sobre el 90% de la capacidad generada por 25 años.

El proceso para obtener ese certificado se había iniciado en 2023 y se complicó en febrero de este año, cuando la resolución provisional del organismo que regula el gas y la electricidad en el país recibió oposiciones formales de varias provincias y empresas del sector. La demanda eléctrica del proyecto en su primera fase —260 MW— equivale a casi la mitad del consumo pico de toda la provincia de San Juan, que en el verano pasado alcanzó los 572 MW. En su fase final, los 700 MW requeridos superarían la demanda máxima histórica provincial.

El Ente Provincial Regulador de la Electricidad de San Juan (EPRE San Juan) planteó reparos sobre el impacto en el abastecimiento futuro de la provincia. La Secretaría de Energía de La Rioja objetó que las obras podrían comprometer la futura interconexión en 500 kV entre ambas provincias. Del lado privado, Andes Corporación Minera S.A. (ACMSA), titular del proyecto Los Azules impulsado por McEwen Copper, cuestionó las metodologías de cálculo de capacidad de la Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico (CAMMESA) y advirtió que la prioridad otorgada podría bloquear el acceso de otros emprendimientos al corredor eléctrico. También presentaron oposiciones Barrick Mining, Golden Mining y Casposo Argentina.

El ENReGE rechazó todas las impugnaciones. Sostuvo que ninguna normativa provincial puede limitar los principios de libre acceso a la red eléctrica nacional y que la prioridad otorgada a Vicuña no bloquea a terceros, ya que cualquier otro proyecto puede financiar las ampliaciones que necesite bajo el marco regulatorio vigente.

Las obras comprenden cuatro componentes: la ampliación de las estaciones transformadoras Nueva San Juan y Rodeo para que la línea existente pase de 132 kV a 500 kV; la construcción de una nueva línea de extra alta tensión de aproximadamente 167 kilómetros entre las estaciones Rodeo y Chaparro, con tramos a hasta 3.500 metros sobre el nivel del mar; la nueva Estación Transformadora Chaparro con tecnología GIS y previsiones para futuras interconexiones hacia el noroeste argentino; y una línea de 220 kV de unos 93 kilómetros hasta la Estación Transformadora Josemaría, con tramos a 4.550 metros de altura. Una vez finalizadas, todas las instalaciones pasarán a integrar el Sistema Argentino de Interconexión (SADI) bajo operación de Transener, la concesionaria del transporte de alta tensión recientemente privatizada.

Según la Evaluación Económica Preliminar, Vicuña tiene el potencial de producir, durante sus primeros 25 años de operación, un promedio anual de 395.000 toneladas de cobre, 711.000 onzas de oro y 22,2 millones de onzas de plata, con una vida útil inicial superior a 70 años. El CEO de la compañía, Ron Hochstein, había definido la decisión final de inversión como dependiente de la aprobación de los accionistas antes de fin de año.

El proyecto emplea actualmente a 2.743 trabajadores a nivel global, de los cuales 2.580 se desempeñan en la operación argentina —617 empleados directos y 1.963 a través de contratistas—. El 91,9% de esa dotación es argentina y más del 81% son sanjuaninos. La cadena de proveedores activa suma 245 empresas, con San Juan como principal concentrador: 150 firmas de la provincia representan el 61,2% del total.

La polémica anterior

La aprobación del RIGI llegó en medio de una controversia que sacudió al sector y que puso en agenda el debate entre la prioridad -o no- que tienen las empresas argentinas para proveer a este tipo de desarrollos, sobre todo en industrias pujantes como la minera o energética. Luego de un proceso licitatorio, Vicuña adjudicó el campamento Batidero —un complejo habitacional de alta montaña destinado a albergar a miles de trabajadores— a un consorcio encabezado por la empresa china PowerChina, junto a Beijing Chengdong y la firma santafesina RAFA. La decisión desató el rechazo de sectores empresariales argentinos.

El consorcio asiático se impuso con una oferta de USD 52 millones frente a los USD 70 millones cotizados por la empresa nacional Modular Homes. La diferencia de USD 18 millones representa el 0,1% del total de la inversión proyectada. La ventaja del proveedor extranjero se apoyó, en parte, en la exención de aranceles de importación sobre bienes de capital que el propio RIGI habilita: los módulos prefabricados de acero ingresan al país sin pagar arancel. El complejo prevé una capacidad inicial de 2.500 camas, con posibilidad de escalar hasta 6.000 plazas a medida que la demanda de mano de obra trepe hasta los 12.000 trabajadores.

El Gobierno, mediante el Ente Nacional Regulador del Gas y la Electricidad (ENReGE) aprobó las obras de infraestructura eléctrica que Vicuña, la compañía a cargo del que se considera el mayor proyecto minero del país, necesitaba para conectar su proyecto de cobre en San Juan a la red nacional de alta tensión. De esta forma y luego de tres años, despejó el último obstáculo regulatorio para que la empresa controlada por BHP y Lundin Mining avance hacia una decisión final de inversión de hasta USD 7100 millones en una primera etapa.

A través de la Resolución 330/2026, publicada este martes en el Boletín Oficial, el organismo emitió el certificado que habilita la construcción de las obras y le otorgó a Vicuña prioridad sobre el 90% de la capacidad eléctrica que se genere por 25 años. La inversión en infraestructura eléctrica podría rondar los USD 800 millones y será financiada en su totalidad por la compañía, sin traslado de costos a los usuarios del sistema.

La resolución pone fin a una disputa técnica y administrativa que se extendió por más de tres años. El proceso arrancó en 2023 con la presentación formal de la solicitud y se complicó en febrero de este año, cuando el ENReGE —entonces bajo la denominación ENRE, previo a su unificación bajo un mismo organismo— publicó la Resolución 79/2026, que habilitó provisionalmente el acceso pero recibió oposiciones formales de varios actores.

Esas presentaciones obligaron a convocar una audiencia pública, que se realizó el pasado 3 de junio en Buenos Aires. La escalada del conflicto fue tal, ya que la demanda eléctrica del proyecto en su primera fase —260 MW— equivale a casi la mitad del consumo pico de toda la provincia de San Juan, que en el verano pasado alcanzó los 572 MW. A su vez, en su fase final, los 700 MW requeridos superarían la demanda máxima histórica de la provincia.

En esa instancia, el Ente Provincial Regulador de la Electricidad de San Juan (EPRE San Juan) planteó reparos sobre el impacto de la asignación en el abastecimiento futuro de la provincia y reclamó que la capacidad que excediera las necesidades propias de Vicuña quedara disponible para otros proyectos mineros regionales. La Secretaría de Energía de La Rioja objetó que las obras podrían comprometer la futura interconexión en 500 kV entre ambas provincias. Del lado privado, Andes Corporación Minera S.A. (ACMSA), titular del proyecto Los Azules —impulsado por McEwen Copper—, cuestionó las metodologías de cálculo de capacidad utilizadas por la Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico (CAMMESA) y advirtió que la prioridad otorgada podría bloquear el acceso de otros emprendimientos al corredor eléctrico. También presentaron oposiciones Barrick Mining, Golden Mining y Casposo Argentina.

El ENReGE rechazó todas las impugnaciones y sostuvo que ninguna normativa provincial puede limitar los principios de libre acceso a la red eléctrica nacional. Frente a las objeciones de las empresas competidoras, el organismo respondió que la prioridad otorgada a Vicuña no bloquea el acceso de terceros al sistema, ya que cualquier otro proyecto puede financiar las ampliaciones que necesite bajo el marco regulatorio vigente.

Las obras comprenden cuatro componentes. El primero consiste en la ampliación de las estaciones transformadoras Nueva San Juan y Rodeo para permitir que la línea existente, que opera en 132 kV, pase a funcionar en 500 kV. El segundo es la construcción de una nueva línea de extra alta tensión de aproximadamente 167 kilómetros entre las estaciones Rodeo y Chaparro, que atravesará zonas de montaña a hasta 3.500 metros sobre el nivel del mar.

El tercero es la nueva Estación Transformadora Chaparro, con tecnología GIS (Gas Insulated Switchgear) y previsiones para futuras interconexiones hacia el noroeste argentino. El cuarto es una línea de 220 kV de uso particular de unos 93 kilómetros que llegará hasta la Estación Transformadora Josemaría, dentro del propio proyecto minero, con tramos a 4.550 metros de altura.

“La obtención del CCyNP representa un paso muy importante para el desarrollo del proyecto y, al mismo tiempo, constituye una oportunidad para dejar infraestructura estratégica que fortalecerá el sistema eléctrico de San Juan y acompañará el crecimiento de la provincia durante las próximas décadas”, afirmó José Morea, Country Director de Vicuña, en un comunicado de la compañía.

Una vez finalizadas, todas las instalaciones pasarán a integrar el Sistema Argentino de Interconexión (SADI) y quedarán bajo la operación y mantenimiento de Transener, la concesionaria del transporte de alta tensión, que acaba de ser privatizada. El organismo aclaró que la única excepción al régimen de prioridad del 90% es la ampliación del transformador de la Estación Rodeo, cuya carga no depende de forma apreciable de la demanda del proyecto minero.

Avanza Vicuña en San Juan

La aprobación llega semanas después de que el Gobierno habilitara el ingreso de Vicuña al Régimen de Incentivo a las Grandes Inversiones (RIGI). Con una inversión inicial declarada de USD 9.700 millones, el desembolso podría escalar hasta los USD 18.000 millones a lo largo de una década. El proyecto se estructura en tres fases centradas en los yacimientos Josemaría y Filo del Sol, en el límite cordillerano de San Juan con Chile, y prevé una producción anual de 400.000 toneladas de cobre, 700.000 onzas de oro y 22 millones de onzas de plata una vez en plena operación.

El CEO de Vicuña, Ron Hochstein, había definido la concreción del plan como dependiente de una decisión final de los accionistas antes de fin de año. La infraestructura eléctrica aprobada este martes abastecerá una demanda de hasta 260 MW en la fase 1 del proyecto, con previsión de escalar hasta 400 MW y luego 700 MW en etapas sucesivas.

El Niño ha generado una reducción significativa en la producción eólica en Perú, con caídas de hasta el 90% de la generación durante ciertas horas del día, especialmente por disminución de los vientos. Esta situación es inédita, pues en anteriores episodios de El Niño no existía una capacidad eólica relevante en el país.

En condiciones normales (sin El Niño), la producción eólica baja entre un 40% y 50% en las horas de menor viento, pero ahora la caída es aún más pronunciada e irregular.

De acuerdo con fuentes del sector, el fenómeno ha mostrado el alto grado de vulnerabilidad de la generación eólica frente a eventos climáticos extremos, con efectos que no estaban previstos en la planificación operativa del sistema.

El Niño se lleva los vientos en plena temporada de sequía

La generación renovable representa en promedio el 11% de la producción eléctrica total en Perú. Esta participación se incrementa de manera constante debido a la incorporación de nuevas centrales eólicas y solares al Sistema Eléctrico Interconectado Nacional (SEIN).

Sin embargo, la expansión no ha sido históricamente suficiente para cubrir el aumento de la demanda, sobre todo en época seca, que va de mayo a noviembre y donde disminuye el caudal de los ríos y, por tanto, la producción hidroeléctrica.

Durante el resto del año, en la llamada “avenida” o temporada de lluvias (diciembre a abril), el caudal de los ríos suele aumentar y la producción hidroeléctrica se recupera, permitiendo mayor flexibilidad al sistema.

En este 2026, a la merma de vientos y la temporada de sequía se suman no solo los efectos de El Niño, sino también la salida de servicio de la hidroeléctrica Quitaracsa por inundación desde hace tres años y la caída en la generación de Aguaytía debido a problemas técnicos.

El costo de la electricidad se dispara a 285 dólares por MWh

En consecuencia, el sistema ha empezado a estresarse. La quema de diésel —una forma coloquial de referirse a la generación de electricidad con centrales térmicas a base de diésel, que resulta mucho más costosa y contaminante— volvió a tomar protagonismo la semana pasada.

El costo marginal de la energía se elevó de 36 dólares por megavatio hora (MWh) a 285 dólares por MWh. El momento más crítico se vivió el lunes 20 de julio, cuando la generación eólica nacional se desplomó a solo 80 MW entre las 10 y 11 de la mañana.

En condiciones normales, la capacidad eólica instalada en Perú asciende a aproximadamente 700 megavatios (MW), distribuidos entre el norte y el sur del país, con lo cual la caída bordeó el 90%, según cifras del Comité de Operación Económica del Sistema Interconectado Nacional (COES).

En el norte, las principales eólicas son Cupisnique (La Libertad), Talara (Piura), y Duna y Huambos (Cajamarca). Estas últimas destacan por ser las primeras en operar en la sierra andina. En el sur, destacan Wayra I, el parque eólico más grande del país, Punta Lomitas y San Juan de Marcona.

Sin electricidad en el norte: ¿Las familias pagarán más en sus recibos?

Esta alza afecta principalmente a los usuarios libres (industrias que negocian directamente el precio de la electricidad con las generadoras) cuyos contratos contemplan ajustes en corto. Regulados y residenciales no ven un impacto inmediato en la tarifa, salvo que el alza se deba a congestión en las líneas de transmisión.

Y esto es lo que ocurrió en el norte del país, donde el retraso del Proyecto “Enlace 500 kV Huánuco – Tocache – Celendín – Trujillo, ampliaciones y subestaciones asociadas", a cargo de ISA Energía Perú, provocó que se alcanzara el límite de capacidad de transporte eléctrico hacia esa región.

Ante esta situación, el Estado peruano, a través del Ministerio de Energía y Minas (MINEM), autorizó la sobrecarga temporal de las líneas y dispuso la instalación de un sistema de protección de emergencia -también a cargo de ISA- para mitigar riesgos, mientras se completa la infraestructura pendiente.

El retraso del proyecto, que debía estar listo en julio de 2029, se debió a demoras en la licitación de ProInversión y el Ministerio de Economía y Finanzas (MEF). De no haberse tomado medidas, las familias y pequeñas empresas de la zona norte del país habrían enfrentado un aumento en sus recibos. El problema es que ahora viene El Niño.

La Comisión Federal de Electricidad (CFE) anunció que este sábado 25 de julio suspenderá el servicio eléctrico en todas las comunidades del municipio de Tlacuilotepec, en Puebla, debido a trabajos de mantenimiento que se están realizando en la zona.

La dependencia explicó que la revisión en la línea de transmisión Tihuatlán Dos ocasionará un apagón de 12 horas, el cual está programado para iniciar a las 6:00 horas de la mañana y concluir a las 18:00 horas de la tarde.

De acuerdo a la información de la CFE, la suspensión no obedece a una falla o emergencia, sino a labores preventivas para reforzar la infraestructura y evitar cortes no programados. Si las labores concluyen antes del tiempo estimado, el servicio se restablecerá de inmediato. En caso de condiciones meteorológicas adversas, los trabajos se reprogramarán. Sin embargo, ante un apagón de 12 horas surge la inevitable pregunta: ¿qué hacer tantas horas sin luz?

Guía práctica para sobrevivir 12 horas sin luz

Ante el apagón programado de 12 horas para el sábado 25 de julio en Puebla, prepararse puede marcar la diferencia entre pasar el día con tranquilidad o enfrentar riesgos innecesarios. Aquí tienes recomendaciones claras y sencillas para cuidar tu salud, tus alimentos y tu seguridad durante un corte eléctrico prolongado, de acuerdo a la Cruz Roja Americana.

Prepara un kit de emergencia. Antes del corte, reúne un equipo básico que te permita cubrir las necesidades esenciales:

• Agua: Calcula al menos un galón (3.8 litros) por persona, por día. Si tienes mascotas, incluye su consumo.
• Alimentos no perecederos: Prioriza productos enlatados, barras energéticas, frutos secos y alimentos que no requieran refrigeración ni preparación compleja.
• Linternas y pilas: Evita el uso de velas, ya que representan un alto riesgo de incendio.
• Radio a pilas o de manivela: Sirve para recibir información oficial y alertas, incluso si caen las redes móviles.
• Botiquín de primeros auxilios: Incluye medicamentos para al menos siete días, además de artículos médicos personales.
• Herramienta multiuso: Abre latas, corta envases y resuelve pequeños imprevistos.
• Artículos de higiene: Papel higiénico, jabón, toallas sanitarias y otros productos personales.
• Documentos importantes: Guarda copias de identificaciones, pólizas, recetas médicas y datos de contacto de emergencia en una bolsa impermeable.
• Celular y cargador portátil: Asegúrate de que estén completamente cargados antes del corte.
• Dinero en efectivo: Los pagos electrónicos pueden no estar disponibles.

Si en casa vive alguien que depende de dispositivos eléctricos por razones de salud, planea una fuente de energía de respaldo (como baterías adicionales o generadores portátiles).

Cuida la conservación de alimentos. Durante un apagón prolongado, la seguridad alimentaria es clave. Sigue estos pasos:

• No abras el refrigerador ni el congelador a menos que sea necesario. Cada vez que lo haces, la temperatura interna sube y los alimentos se deterioran más rápido.
• Usa primero los alimentos perecederos. Si el refrigerador permanece cerrado, los productos se mantendrán fríos hasta 4 horas.
• Después, consume los alimentos del congelador. Si está lleno, puede conservar la temperatura hasta 48 horas; si está medio lleno, hasta 24 horas.
• Prepara hielo o bolsas frías para trasladar alimentos a una nevera portátil si el corte se extiende.
• Guarda los alimentos en un lugar seco y fresco y mantén los envases cerrados.
• Descarta cualquier alimento que haya estado a más de 4°C por más de 2 horas, o que presente olor, color o textura anormal. No pruebes alimentos dudosos: “En la duda, a la basura”.

Seguridad eléctrica y uso de generadores. Evita accidentes eléctricos y protege tus aparatos siguiendo estos consejos:

• Desconecta todos los equipos electrónicos y electrodomésticos que no sean indispensables. Así evitas daños cuando regrese la electricidad.
• Deja una lámpara encendida para saber cuándo vuelve la luz.
• Si usas generador, conecta los aparatos directamente. No lo vincules a la red eléctrica de la casa para evitar cortocircuitos o accidentes.
• Nunca uses generadores, parrillas ni estufas de combustión dentro de la vivienda, garaje o lugares cerrados. El monóxido de carbono es invisible, no tiene olor y es mortal.

Mantén la comunicación y la seguridad. La comunicación con familiares y autoridades ayuda a reducir la incertidumbre y mejorar la respuesta ante emergencias:

• Notifica a tus familiares que estás bien.
• Conserva un teléfono fijo tradicional en casa. Estos suelen funcionar aunque no haya electricidad.
• Evita salir salvo que sea absolutamente necesario. Las calles pueden estar oscuras, los semáforos sin funcionar y el tráfico ser peligroso.
• No toques cables eléctricos caídos ni dejes que los niños se acerquen. Repórtalos de inmediato a las autoridades.

¿Qué hacer cuando regresa la luz? Cuando la electricidad vuelve, actúa con cautela:

• Verifica los alimentos antes de consumirlos. Puedes usar un termómetro para alimentos si tienes dudas sobre su conservación durante el apagón.
• Reconecta los aparatos eléctricos poco a poco. Así evitas sobrecargas y posibles daños por fluctuaciones en la tensión.

Después del apagón, contribuye al ahorro de energía y reduce el riesgo de futuros cortes. Apaga luces y dispositivos electrónicos cuando no estén en uso. Lava la ropa con agua fría y cargas completas. Usa el lavaplatos solo cuando esté lleno y elige ciclos cortos o de baja temperatura. Cambia focos tradicionales por lámparas de bajo consumo.

El Ministerio de Energía y Minas (MINEM) ha presentado el proyecto de Reglamento Técnico sobre el estándar mínimo de eficiencia energética para fuentes de iluminación, un cambio normativo que, de aprobarse, marcaría el final de la comercialización de la mayoría de las bombillas incandescentes y fluorescentes tradicionales en el país.

La Resolución Ministerial N.° 290-2026-MINEM/DM establece un cronograma de aplicación progresiva y busca alinear a Perú con los estándares internacionales de eficiencia y sostenibilidad.

¿Un mercado dominado por la ineficiencia?

Según la información oficial difundida por el MINEM, el 88,5% del parque de lámparas en Perú en 2022 correspondía a tecnologías ineficientes, especialmente incandescentes y fluorescentes compactas.

Estas cifras, elaboradas por la Dirección General de Eficiencia Energética, reflejan la magnitud del desafío: más de 95 millones de unidades instaladas y un consumo eléctrico anual estimado en 4.012,2 GWh solo para iluminación interior en hogares y comercios.

La regulación responde a la necesidad de reducir el consumo de electricidad y las emisiones contaminantes, además de proteger la salud pública frente a los riesgos del mercurio presente en algunas lámparas fluorescentes.

De acuerdo con el propio MINEM, la sustitución progresiva de tecnologías ineficientes permitiría ahorrar hasta 68.500 GWh entre 2022 y 2050, lo que representaría un ahorro acumulado de casi 6.000 millones de soles en valor presente para los usuarios finales.

Los LED se abren paso: Nuevos estándares mínimos de eficiencia

El proyecto fija valores mínimos de eficacia luminosa, medidos en lúmenes por watt (lm/W), que deberán cumplir todas las lámparas fabricadas, importadas y vendidas en el país.

En la Fase 1 —12 meses después de la publicación del decreto definitivo— las lámparas incandescentes deberán alcanzar al menos 40 lm/W y las fluorescentes, 70 lm/W. En la Fase 2, a partir de los 24 meses, los requisitos se incrementan: 70 lm/W para incandescentes y 85 lm/W para fluorescentes.

Estos valores dejan fuera a la gran mayoría de bombillas incandescentes y a casi todos los tubos y focos fluorescentes tradicionales, cuyo desempeño típico se sitúa por debajo de los umbrales exigidos.

Solo productos de última generación, especialmente LED, podrán cumplir con los nuevos estándares, lo que en la práctica significa que el mercado se orientará mayoritariamente hacia tecnologías más eficientes.

Excepciones y cronograma de implementación

El reglamento contempla excepciones específicas para lámparas diseñadas para usos especiales, como aplicaciones médicas, señalización o investigación. Sin embargo, para el uso doméstico y comercial general, la eliminación será casi total para incandescentes y fluorescentes convencionales.

El texto normativo establece un cronograma de adecuación. Durante este periodo, los fabricantes, importadores y comerciantes deberán adaptar su oferta y certificar sus productos conforme a los nuevos requisitos.

Los organismos de certificación acreditados serán responsables de verificar el cumplimiento y el Ministerio de la Producción (PRODUCE) ejercerá la fiscalización anual.

Impacto ambiental y ahorro para los usuarios

La transición hacia lámparas eficientes no solo impactará en el bolsillo del consumidor, sino también en el ambiente. El cambio permitirá reducir hasta 31,5 millones de toneladas de dióxido de carbono equivalente (tCO2e) en emisiones asociadas al consumo de electricidad para iluminación, según las proyecciones oficiales.

Además, la salida del mercado de lámparas con mercurio contribuirá a mitigar riesgos para la salud pública. La propuesta toma como referencia regulaciones internacionales, como las de la Unión Europea, Chile y las recomendaciones de la Agencia Internacional de Energía (AIE).

Aunque aún se encuentra en fase de consulta pública, el reglamento —si se aprueba en los términos propuestos— transformará radicalmente el mercado de la iluminación en Perú, dejando atrás a los tradicionales focos “amarillos” y consolidando el protagonismo de tecnologías LED y equivalentes.

La subestación eléctrica de Tamanique ya se encuentra habilitada y autorizada para operar, según confirmó Edwin Núñez, presidente de la Empresa Transmisora de El Salvador (ETESAL), durante una transmisión especial del programa Corre Corre, de 105.3 F.M., realizada desde las montañas de La Libertad Costa.

La nueva infraestructura permitirá mejorar el suministro y la calidad de la energía eléctrica en una de las áreas de mayor crecimiento económico y turístico del país.

La obra beneficiará a más de dieciséis mil usuarios, cifra que incluye viviendas, hoteles, restaurantes, centros comerciales y proyectos inmobiliarios en desarrollo, de acuerdo con declaraciones de Núñez.

El funcionario precisó que el alcance del servicio supera ampliamente a la población directa, al impulsar el crecimiento regional.

La subestación, ubicada en la cordillera de Tamanique, tiene la capacidad de recibir y transformar energía generada a través de fuentes hidroeléctricas, geotérmicas, solares, eólicas y de gas. Según Núñez, la energía se transporta por líneas de alta tensión de hasta 230 mil voltios desde distintas regiones del país y de Centroamérica, para luego ser transformada a niveles más bajos —como 23 mil voltios— y distribuida a los usuarios finales mediante las empresas distribuidoras.

“En El Salvador recorre a ciento quince mil voltios, pero en el nuevo plan de expansión estamos preparando líneas de doscientos treinta para todo el territorio”, explicó el presidente de ETESAL.

El área de influencia directa de la subestación abarca los municipios de Tamanique, Jicalapa, Chiltepeque, Teotepeque, la zona del Faro de La Libertad, Playa San Blas y sectores turísticos y residenciales en crecimiento como Surf City y Misata.

Los beneficios incluyen un suministro más estable, reducción de pérdidas eléctricas y la posibilidad de habilitar nuevos desarrollos comerciales e inmobiliarios. “Este proyecto permite traer la energía cerca de donde está el desarrollo y facilita la expansión de la zona”, señaló Núñez.

La infraestructura incorpora tecnología GIS (Gas Insulated Switchgear), la cual encapsula los sistemas eléctricos en gas para mejorar la seguridad y eficiencia de la operación.

Núñez destacó que se trata de “tecnología de punta al servicio de cada salvadoreño”, y que la subestación cumple con protocolos de seguridad nacional y regional, ya que la red eléctrica de El Salvador está interconectada con el Sistema de Interconexión Eléctrica para los Países de América Central (SIEPAC). “La autorización para operar no solo es nacional, sino también centroamericana”, afirmó durante la entrevista.

Uno de los aspectos resaltados por el presidente de ETESAL fue el impacto en la calidad del suministro. Explicó que la cercanía de la subestación reducirá las fluctuaciones de voltaje y las pérdidas de energía, factores que afectan el funcionamiento de electrodomésticos y equipos industriales.

“Al haber menos pérdida de energía, no solo mejora la calidad del servicio, también se protege la infraestructura de los usuarios”, indicó Núñez.

Durante la conversación, el funcionario detalló el avance de la red eléctrica nacional, incluyendo la preparación para flujos bidireccionales derivados de la generación distribuida —como parques solares y eólicos que inyectan energía directamente a las redes de distribución—.

Además, mencionó la importancia del Plan Nacional de Almacenamiento, que permite guardar energía sobrante durante el día para ser utilizada en la noche, aprovechando al máximo la capacidad de las fuentes renovables.

En cuanto a las inversiones futuras, Núñez anunció que en septiembre se colocará la primera piedra de la nueva línea de transmisión San Miguel-Morazán, una obra estratégica que representará una inversión de veinticinco millones de dólares y que será inaugurada el próximo año. Esta línea busca fortalecer el desarrollo en zonas históricamente marginadas.

El presidente de ETESAL también resaltó la preparación y capacitación del personal técnico y la colaboración con universidades para formar nuevas generaciones de ingenieros eléctricos. “Lo más valioso de la empresa es su recurso humano”, puntualizó.

La puesta en marcha de la subestación de Tamanique y los proyectos previstos forman parte de la visión de expansión y modernización de la red eléctrica impulsada desde 2019 bajo el liderazgo de Nayib Bukele, presidente de El Salvador, con el objetivo de garantizar el suministro eficiente y confiable de energía para el crecimiento económico y social del país.

El Ministerio de Energía y Minas (MINEM) de Perú ha publicado un proyecto de decreto supremo para modificar y ampliar el Reglamento Técnico de Etiquetado de Eficiencia Energética para Equipos Energéticos.

Esta propuesta incorpora por primera vez la obligación de etiquetar el consumo energético de productos como televisores, ventiladores y microondas, junto con otros equipos de uso masivo.

Hasta ahora, solo nueve familias de productos tenían que informar su eficiencia, entre ellos lámparas, balastos, refrigeradoras, motores eléctricos, lavadoras, secadoras, aire acondicionado y calentadores de agua.

De acuerdo con el decreto, la medida busca reducir el consumo energético y las emisiones de gases de efecto invernadero, en línea con los compromisos climáticos del país.

Sin embargo, el texto admite que la implementación podría generar un aumento en el precio inicial de algunos equipos debido a los costos de certificación y adecuación que deberán asumir fabricantes, importadores y comerciantes.

¿Qué equipos estarán obligados a informar su consumo energético?

La nueva normativa amplía el alcance del etiquetado obligatorio a 11 nuevas categorías de productos. En adelante, los consumidores encontrarán información clara y verificable sobre el consumo de equipos como:

• Televisores
• Cocinas de inducción
• Hornos microondas
• Hornos eléctricos portátiles
• Ventiladores de pie
• Ventiladores de pared
• Ventiladores de techo
• Equipos de sonido
• Impresoras
• Decodificadores
• Cocinas a gas

El objetivo, según el MINEM, es que los usuarios puedan comparar el desempeño energético al momento de comprar y elegir equipos más eficientes.

El reglamento establece que todas las etiquetas deberán ser visibles tanto en los locales de venta como en plataformas online, incluyendo imágenes y datos técnicos.

Si el producto se ofrece por internet, la normativa exige sistemas electrónicos que permitan la autenticación de la información publicada.

Además, los productores e importadores tendrán que presentar un certificado de conformidad emitido por organismos acreditados por el Instituto Nacional de Calidad (INACAL).

Ahorro energético y reducción de emisiones: las metas oficiales

Según el análisis de impacto cuantitativo del MINEM, la modificación del reglamento busca alcanzar un ahorro acumulado de 28.127 GWh entre 2018 y 2030, equivalente a evitar la emisión de 11,6 millones de toneladas de CO₂.

Solo en el sector residencial, el potencial de ahorro supera los 8.340 GWh, mientras que en el sector no residencial la proyección es de 19.787 GWh.

El compromiso oficial ante la comunidad internacional, reflejado en la Contribución Determinada a Nivel Nacional (NDC), es evitar al menos 0,5 millones de toneladas de CO₂ al 2030 solo por el etiquetado, aunque el potencial real supera ampliamente esa meta.

Las cifras muestran la magnitud del mercado afectado: en 2022 se importaron más de 2 millones de televisores, casi 4 millones de decodificadores, más de 2,3 millones de ventiladores y más de 400.000 cocinas a gas.

Del mismo modo, el etiquetado obligatorio permitirá a los consumidores peruanos acceder a información equiparable a la que ya existe en países como Chile, Estados Unidos y la Unión Europea.

Sanciones, fiscalización y período de transición

El texto legal establece un período de gracia de dos años desde la publicación de la norma. Durante ese lapso, no habrá fiscalización ni sanciones por parte de las autoridades, y los actores de la cadena comercial podrán adecuarse a las nuevas exigencias.

Finalizado ese plazo, la comercialización de productos sin certificación vigente, con información engañosa o con doble etiqueta será considerada infracción grave y podrá ser sancionada por el INDECOPI.

Las sanciones incluyen multas y procedimientos administrativos para quienes incumplan la exhibición de la etiqueta, presenten información falsa o utilicen certificados emitidos por organismos no acreditados.

El decreto también especifica que solo podrá mostrarse la etiqueta peruana de eficiencia energética, prohibiéndose el uso de etiquetas extranjeras en el país.

Costos y beneficios: impacto para consumidores e industria

El análisis reconoce que la adaptación a los nuevos estándares implicará costos para los importadores, fabricantes y distribuidores, lo que podría reflejarse en un aumento inicial de los precios de algunos equipos. Estos costos incluyen la certificación, el ajuste de procesos y la capacitación necesaria para cumplir con el nuevo marco regulatorio.

No obstante, el MINEM sostiene que el beneficio a largo plazo será mayor, tanto para el consumidor, que podrá elegir equipos más eficientes y reducir su gasto en energía, como para el país, que avanzará en el cumplimiento de sus compromisos ambientales y en la protección de la salud pública.

El proyecto, contenido en la Resolución Ministerial N.° 285-2026-MINEM/DM, estará sometido a consulta pública durante 30 días calendario a partir de su publicación oficial.

Las numerosas olas de calor que están azotando España este verano afectan más allá del clima y de las horas de sueño en noches tropicales. Además, están alterando un patrón muy común del mercado eléctrico, y es que la madrugada ha dejado de ser la franja horaria más barata del día. Entre el 21 de junio y el 17 de julio, el precio de la electricidad entre las 00:00 h y las 8:00 h fue un 30,6% más caro que la media registrada en lo que va de año, mientras que durante las horas centrales del día el incremento apenas llegó al 4,5%.

Así, en los momentos de mayor tensión del mercado, el precio del kilovatio hora durante la madrugada llegó hasta los 19,92 céntimos, frente a los 11,79 céntimos registrados en esa misma franja durante el resto del año. Prácticamente el doble, según el análisis de Hello Watt. Y el fenómeno no es nuevo. Apareció a principios de abril, y desde entonces se ha mantenido de forma sostenida.

Las noches tropicales disparan la demanda en horas valle

La explicación de este cambio en el comportamiento del mercado viene dada por dos factores, que están directamente ligados al calor extremo. El primero es el incremento del consumo nocturno, ya que las noches tropicales han llevado a millones de hogares a mantener el aire acondicionado o el ventilador en marcha durante toda la madrugada, lo que ha elevado la demanda eléctrica en la franja nocturna un 12,7% respecto a la media del periodo comprendido entre enero y el 17 de julio.

La segunda causa es que, cuando las olas de calor se instalan sobre la península, el viento sopla más flojo. Y, en consecuencia, la generación eólica durante la madrugada cae, concretamente un 28,1% respecto a esa misma media anual, precisamente en el momento en el que el consumo sube. La combinación de más demanda y menos energía renovable disponible fuerza al sistema a recurrir a otras tecnologías de generación, principalmente los ciclos combinados de gas, que son más caras y acaban presionando al alza el precio final de la electricidad.

La fotovoltaica actúa como escudo durante el día

Durante las horas centrales del día, el consumo también ha aumentado, incluso con mayor intensidad que por la noche, llegando a superar un 16,5% la media anual. Sin embargo, el impacto en el precio ha sido marginal. El motivo es la energía solar fotovoltaica.

La elevada producción de los paneles durante las horas de máxima irradiación absorbe buena parte de esa demanda adicional y contiene el precio de la electricidad. Por la noche, ese colchón renovable desaparece por completo, y la menor presencia del viento deja al sistema sin alternativas baratas.

El gas natural agrava el impacto en la factura

Y a este cambio de patrón se suma un factor externo que amplifica el efecto sobre el bolsillo de los consumidores: el encarecimiento del gas natural. Desde el inicio del conflicto en Irán, a finales de febrero, el mercado ibérico del gas (MIBGAS) ha registrado precios muy superiores a los del arranque del año. Entre el 21 de junio y el 17 de julio, el precio medio del gas se situó en 47,5 euros por megavatio hora (€/MWh), frente a los 33,7 €/MWh de media entre enero y febrero, un encarecimiento del 41%. En la última semana del periodo analizado, el gas llegó a superar los 57 €/MWh en varias jornadas.

Dado que los ciclos combinados de gas son precisamente las centrales a las que acude el sistema cuando escasean el viento y el sol de madrugada, cada subida en el precio del combustible se traslada de forma directa al coste nocturno de la electricidad. El resultado es que el precio al mediodía apenas se mueve, mientras que el de la madrugada se dispara.

Quiénes se ven más afectados

Este cambio de dinámica afecta, sobre todo, a los hogares acogidos a la tarifa regulada o PVPC (Precio Voluntario para el Pequeño Consumidor) y a las tarifas indexadas, cuyo precio varía hora a hora en función del mercado mayorista. Son precisamente los consumidores más expuestos a las oscilaciones del mercado y, por tanto, los que más notan en su factura los episodios de calor extremo, la menor generación renovable y el encarecimiento del gas.

La Autoridad Nacional de los Servicios Públicos (Asep) ordenó a las empresas distribuidoras de electricidad Edemet, Edechi y Ensa implementar un plan de acción de cumplimiento obligatorio para corregir deficiencias en la prestación del servicio.

La instrucción también busca fortalecer la atención a los usuarios, tras el incremento de las quejas ciudadanas registradas en diferentes canales de atención.

Tan solo esta semana el diputado Jhonathan Vega denunció un presunto aumento injustificado en las facturas de energía eléctrica y pidió a los usuarios afectados quejarse ante la Asep.

Igualmente, en las redes sociales se multiplican las quejas por las grandes diferencias en el consumo, no ingesta, de la energía eléctrica, que de un mes a otro varía considerablemente hacia el alza, teniendo los mismos aparatos eléctricos y siguiendo la misma rutina.

Zelmar Rodríguez Crespo, administradora general de la Asep, informó que sostuvo reuniones con los principales directivos de Naturgy —empresa que opera Edemet y Edechi— y de Ensa, a quienes exigió la adopción inmediata de medidas correctivas y el cumplimiento de compromisos verificables para atender las deficiencias detectadas por el regulador.

“Estamos dando seguimiento permanente a los casos reportados por la ciudadanía a través de nuestras distintas plataformas. Exigimos soluciones inmediatas a las inconsistencias que continúan afectando a los clientes y usuarios del servicio eléctrico", afirmó la funcionaria.

Se indicó que el plan de acción responde a los principales hallazgos identificados por la Asep durante sus labores de fiscalización e incluye medidas para atender reclamaciones relacionadas con altos consumos de energía.

A esto se le suma la falta de notificación previa al reemplazo de medidores, demoras en la atención de requerimientos formulados por la entidad reguladora, prolongados tiempos de espera en las agencias comerciales y la gestión de reclamos por daños en equipos eléctricos.

De igual manera, contempla acciones para reducir las fluctuaciones de voltaje, agilizar la reparación de luminarias del alumbrado público y corregir los ciclos de lectura de medidores que superan el período establecido por la normativa vigente, entre otras observaciones.

El cumplimiento de estas medidas, de acuerdo con la Asep, será objeto de seguimiento y fiscalización permanente, con el propósito de verificar mejoras sostenibles tanto en la calidad del suministro eléctrico como en la atención que reciben los usuarios.

El regulador advirtió que mantendrá la supervisión de los compromisos asumidos por las distribuidoras hasta constatar resultados concretos y permanentes.

El Sector Eléctrico en Panamá, según la Asep, comprende aquellas instalaciones correspondientes a la conversión de energía de la fuente primaria para ser utilizada como energía eléctrica (generación), el manejo y elevación de voltaje de dicha energía hasta llevarla a los centros de consumo (transmisión) para su entrega a los clientes que harán uso final de ella (distribución) a diferentes niveles de Tensión.

Esto incluye también todo el aspecto reglamentario para que este servicio de utilidad pública sea prestado en condiciones de calidad, seguridad y eficiencia.

Como autoridad reguladora de este servicio público, corresponde a la Asep plantear todo el marco normativo para que el servicio sea prestado conforme a los objetivos establecidos en la Ley Marco del Sector y demás legislación vinculada que garantice a los clientes un servicio adecuado.

La labor de fiscalización de las actividades de los agentes que prestan cada una de las tareas establecidas, es crucial para garantizar la prestación del servicio y pasa por aspectos tarifarios, fijando ingresos para los sectores monopolísticos (transmisión y distribución) y verificando que se cumplan las reglas en los sectores abiertos a la competencia (generación). De igual manera, de acuerdo con la Asep, se establecen normativas para promover el uso eficiente de la energía y las energías renovables, conforme a la legislación vigente.

El Salvador registró un pico histórico en la demanda de energía eléctrica el pasado 30 de junio de 2026, impulsado por una intensa ola de calor que afectó a varias regiones del país.

La cifra alcanzó un máximo de 1,288 megavatios (MW) a las 7:30 de la noche, según reportes de la Unidad de Transacciones (UT). Este valor superó marcas previas anotadas en marzo, abril y mayo, cuando los picos oscilaron entre 1,207 y 1,286 MW.

El incremento estuvo directamente relacionado con temperaturas extremas, que llegaron a 40.5℃ (104,9℉), según datos publicados por el Ministerio de Medio Ambiente y Recursos Naturales (MARN).

El fenómeno climático de El Niño se hizo presente durante este periodo, provocando una reducción de las lluvias y un aumento generalizado de las temperaturas. Estas condiciones impulsaron un mayor uso de sistemas de climatización, especialmente en la zona oriental del país, donde el calor fue más intenso.

La Empresa Transmisora de El Salvador (Etesal) indicó que la demanda de electricidad por aparatos de refrigeración aumentó de manera importante, reflejando cambios en los hábitos de consumo energético tanto en hogares como en comercios.

Las subestaciones del MARN en Santa Rosa de Lima, La Unión, y a máximas de 39.2℃ (102.6℉) en Ahuachapán, San Vicente y 38.2℃ (100.8℉) en San Miguel.

Durante el mes de junio, la demanda energética mensual ascendió a 643.43 gigavatios hora (GWh), lo que representa un crecimiento interanual del 5.8%. Esta variación equivale a 35.83 GWh adicionales respecto al mismo mes de 2025. El dato evidencia el impacto sostenido que las condiciones climáticas están teniendo sobre la red eléctrica nacional y sobre el consumo cotidiano de la población.

En cuanto a la generación eléctrica, la mayor parte de la energía producida en junio tuvo origen en el gas natural licuado (GNL), que aportó 224.56 GWh y cubrió el 33.9% de la demanda mensual. Las centrales térmicas se ubicaron en segundo lugar, con 144,85 GWh (21.92%). La generación geotérmica sumó 125.05 GWh, equivalente al 18.93%. Las fuentes solar y eólica contribuyeron con 53.99 GWh (8.17%) y 9.40 GWh (1.42%), respectivamente.

Las condiciones meteorológicas también impactaron la generación hidroeléctrica, que cayó debido a la reducción de lluvias y al descenso en los niveles de los embalses. Esta fuente solo representó el 10.63% de la producción total, con un aporte de 70,26 GWh durante junio. Frente a la menor disponibilidad de agua, el sistema eléctrico nacional recurrió a otras fuentes, incluidas las importaciones de energía, que sumaron 30.82 GWh (4,66%). La biomasa, dependiente de la zafra azucarera, apenas aportó 0.44 GWh, lo que equivale al 0.07% de la generación mensual.

El aumento del consumo eléctrico por altas temperaturas no se dio en forma uniforme en todo el país, ya que la zona oriental experimentó los mayores incrementos, según información proporcionada por Etesal y los registros del MARN. Este comportamiento confirma la tendencia al alza en el uso de sistemas de climatización y muestra de qué manera las variaciones del clima, especialmente los eventos de calor extremo asociados con El Niño, están condicionando la gestión energética nacional.

A medida que El Salvador enfrenta estos desafíos, las autoridades energéticas y ambientales mantienen el monitoreo sobre la evolución de la demanda y el impacto del fenómeno climático.

Sentir una pequeña descarga después de tocar una puerta o al quitarse un suéter es una experiencia común que suele pasar desapercibida.

Detrás de este fenómeno se encuentra la electricidad estática, una manifestación física que continúa desconcertando a la ciencia. Nuevas investigaciones muestran que este fenómeno sigue siendo un misterio, aunque su impacto en la vida cotidiana resulta innegable.

Según reportó la revista científica Nature, los científicos todavía indagan sobre cómo y por qué se generan estas cargas eléctricas en objetos aparentemente neutros. Las descargas eléctricas no solo provocan molestias, sino que pueden afectar sistemas electrónicos y procesos industriales, lo que demuestra la importancia de comprender este fenómeno.

Qué es la electricidad estática y por qué sigue intrigando a los científicos

La electricidad estática se origina cuando materiales adquieren una carga eléctrica tras el contacto o la fricción con otros objetos. Este desequilibrio puede provocar descargas perceptibles, sobre todo en ambientes secos o cuando se usan prendas sintéticas. Los electrones se transfieren entre los materiales, dejando uno con exceso y otro con déficit de carga.

De acuerdo con el artículo, investigadores descubrieron que los materiales “recuerdan” los contactos previos con otros. Esta memoria influye en el modo en que se transfiere la carga en encuentros siguientes. Además, se identificó que algunas moléculas superficiales, principalmente las que contienen carbono, pueden determinar el sentido en el que fluye la carga eléctrica. Esto explica en parte por qué la electricidad estática se manifiesta de distintas formas en objetos similares.

El físico experimental Scott Waitukaitis, citado por Nature, explicó que los experimentos recientes evidenciaron patrones inesperados. “No estoy seguro de que estemos simplificando las cosas, pero estamos haciendo lo necesario para comprender este proceso”, afirmó. Las investigaciones muestran que la historia previa de los materiales y su composición superficial influyen directamente en la generación de cargas.

Cómo afecta la electricidad estática la vida diaria y la tecnología

Este fenómeno no solo genera descargas al tocar puertas o prendas, sino que representa un desafío para la industria y la tecnología. Según la investigación, el patrón puede dañar componentes electrónicos sensibles y causar fallos en equipos informáticos o de comunicación. Además, puede provocar explosiones o incendios en entornos industriales donde se manipulan materiales inflamables.

En la vida cotidiana, se observa al quitarse un suéter de lana, caminar sobre una alfombra sintética o manipular bolsas de plástico. Estas situaciones son más frecuentes en ambientes secos, ya que la humedad baja facilita la acumulación de carga en las superficies de los objetos y el cuerpo humano. El fenómeno también explica por qué la ropa recién salida de la secadora se adhiere, o por qué peinarse con un peine de plástico puede levantar el cabello.

Qué se puede hacer para minimizar sus efectos y ejemplos comunes

Aunque la ciencia continúa investigando los mecanismos completos de la electricidad estática, existen estrategias simples para reducir su impacto. Tocar superficies metálicas conectadas a tierra, vestir prendas de algodón o lino y mantener la piel hidratada ayudan a evitar descargas. El uso de humidificadores en interiores disminuye la posibilidad de acumulación de carga.

El artículo científico señala que la electricidad estática está presente en muchas situaciones cotidianas: luces que parpadean tras caminar sobre alfombras, prendas que se adhieren entre sí, o pequeñas descargas al salir del coche y tocar la puerta.

En el entorno laboral, los separadores plásticos suelen pegarse por el mismo motivo. En entornos industriales, la electricidad estática obliga a tomar medidas de protección adicionales para evitar daños en equipos y prevenir accidentes.

La ciencia avanza en la comprensión de este fenómeno, identificando nuevas variables que desafían el conocimiento tradicional. Cada descarga inesperada recuerda que una fuerza invisible acompaña a las personas en innumerables momentos del día.

Nueva York vivió el sábado una de sus jornadas más complejas del último año por la combinación de lluvias intensas, inundaciones repentinas y un colapso parcial de los principales sistemas de movilidad. El fenómeno dejó imágenes impresionantes y testimonios que reflejaron la sorpresa de residentes y autoridades ante la magnitud de la tormenta.

Las precipitaciones superaron la capacidad de los sistemas de desagüe en sectores clave como SoHo, el bajo Manhattan, Brooklyn y Queens.

El New York Post describió cómo la intersección de West Broadway y Grand Street quedó completamente bajo agua, mientras peatones intentaban cruzar con bolsas de basura en las piernas y automovilistas sorteaban las corrientes para salir de la zona.

Transporte y servicios bajo presión: bloqueos y rescates

Durante la tarde del sábado, la infraestructura de transporte de Nueva York y su área metropolitana enfrentó una situación crítica. Las lluvias no solo interrumpieron el tránsito vehicular, sino que generaron rescates y complicaciones en el subte y los aeropuertos.

Los principales impactos incluyeron:

• Bloqueos viales:
• • La Clearview Expressway y la Long Island Expressway en Queens sufrieron cierres en ambos sentidos debido a la acumulación de agua.
  • El paso elevado de la Brooklyn-Queens Expressway registró vehículos sumergidos y conductores auxiliados por bomberos, según confirmó ABC 7 New York.

• Rescates de automovilistas:
• • Equipos de bomberos debieron intervenir en Woodside, Queens, para sacar a conductores atrapados por la crecida.
  • Videos difundidos mostraron a personas cruzando calles con el agua por la cintura, una escena poco habitual incluso en la ciudad.

• Alteraciones en el subte:
• • La Metropolitan Transportation Authority notificó interrupciones en varias líneas por la presencia de agua en vías y estaciones.
  • En Canal Street, las filtraciones desde techos y escaleras inundadas complicaron la circulación de pasajeros.

• Aeropuertos paralizados:
• • La Administración Federal de Aviación aplicó una pausa en tierra en LaGuardia, JFK y Newark.
  • Se cancelaron 235 vuelos en JFK y 184 en LaGuardia el sábado, cifras que descendieron a 76 y 50 respectivamente el domingo, información compartida por New York Daily News.

Las operaciones se restablecieron de forma progresiva el domingo, aunque las tareas de limpieza y normalización continuaron durante toda la jornada.

Recomendaciones y advertencias: cómo actuar ante inundaciones repentinas

Ante la magnitud del temporal y el impacto en los servicios, las autoridades de Nueva York y organismos como el Servicio Meteorológico Nacional y la Oficina de Gestión de Emergencias divulgaron una serie de consejos y advertencias para la población. En el contexto de lluvias intensas y anegamientos, estas fueron algunas de las principales recomendaciones y datos de interés:

• Evitar desplazamientos innecesarios:
• • El alcalde Zohran Mamdani recomendó no circular por zonas inundadas y advirtió que solo 15 centímetros de agua pueden arrastrar a una persona y 30 centímetros a un automóvil.

• Precaución en sótanos y viviendas vulnerables:
• • La ciudad pidió a quienes residen en departamentos en subsuelos o viviendas propensas a inundaciones que estén listos para moverse a pisos superiores.
• Previsión ante cortes de energía:
• • La gobernadora Kathy Hochul instó a prepararse para posibles cortes de luz, caída de árboles y cierres de rutas.
  • En Queens, cerca de 450 clientes de Con Edison seguían sin electricidad el domingo por la mañana.

• Información sobre calidad del aire:
• • Tras días de humo por incendios en Canadá, meteorólogos como John Feerick de AccuWeather señalaron que la lluvia ayudaría a limpiar la atmósfera, aunque las personas sensibles debían seguir atentos al índice de calidad del aire.
• Consumo de medios oficiales:
• • Las autoridades recordaron la importancia de consultar canales oficiales y medios importantes para actualizaciones y alertas.

El episodio dejó en evidencia tanto la vulnerabilidad de la infraestructura urbana ante lluvias extremas como la necesidad de mantener informada a la población y reforzar la prevención en zonas de riesgo.

El domingo, la ciudad continuó con tareas de limpieza y recuperación, mientras los organismos técnicos analizaban los registros para anticipar futuros escenarios similares.

Durante una tormenta eléctrica, el trueno puede sentirse como un estallido que sacude la casa y a menudo provoca temor en animales y personas. Es el resultado acústico de un rayo, fenómeno que, según Jonathan Belles, meteorólogo digital senior, consiste en una descarga masiva de electricidad a través de la atmósfera.

Este rayo puede alcanzar temperaturas de hasta 29.982 ℃, lo que equivale a cinco veces el calor de la superficie del Sol. La energía liberada provoca que el aire circundante se expanda de manera explosiva y, al enfriarse rápidamente, ese aire colapse en segundos.

Esta rápida expansión y contracción genera la onda de choque que conocemos como trueno. Belles lo describe como “la atmósfera intentando volver a su estado anterior”. No se menciona un estudio científico específico, sino la explicación técnica de este profesional.

Qué influye en la intensidad y el volumen del trueno

El volumen y la fuerza del trueno varían según distintos factores. El terreno es uno de ellos: en valles o cañones, por ejemplo, el sonido se amplifica al rebotar en las paredes rocosas, actuando como un embudo acústico y concentrando las ondas sonoras. Esto puede dar lugar al llamado “trueno rodante”, un retumbo continuo de baja frecuencia que se prolonga durante varios segundos.

La temperatura también afecta la percepción del trueno, especialmente durante una inversión térmica atmosférica. En estas situaciones, una capa de aire cálido se sitúa sobre una de aire más frío y denso, atrapando las ondas sonoras entre ambas y amplificándolas, como si se tratara de un megáfono natural.

En estas condiciones, el trueno rebota entre el suelo y la capa cálida hasta dispersarse, lo que intensifica su volumen y duración.

Distancia a la que puede oírse el trueno

El trueno suele ser audible en un rango de 16 a 24 kilómetros, aunque bajo condiciones atmosféricas ideales, como en regiones planas, entornos silenciosos o durante una inversión térmica, puede llegar a escucharse hasta a 40 kilómetros de distancia.

Por el contrario, el rayo se distingue por su capacidad de ser visible a distancias considerablemente superiores, alcanzando más de 160 kilómetros durante la noche en condiciones favorables.

Esta diferencia se explica porque la luz del rayo recorre mayores distancias y llega antes a los ojos, mientras que el sonido del trueno pierde energía a medida que avanza y se va atenuando.

Según Jonathan Belles, si se oye el trueno pero no se observa el rayo, suele deberse a la presencia de obstáculos como nubes densas o la curvatura de la Tierra. El fenómeno conocido como “relámpago de calor” describe esos destellos lejanos que se ven sin que llegue el sonido, ya que el trueno no logra alcanzar al observador.

Diferencias en los tipos de trueno y su relación con el rayo

No existen tipos distintos de trueno en sí mismos, según Belles, aunque sí hay diferentes clases de rayos que influyen en la forma en que suena el trueno.

Un ejemplo son los llamados rayos positivos, que se originan en la parte superior de la nube de tormenta y, aunque son menos frecuentes, pueden contener hasta diez veces más energía que los comunes. Estos pueden recorrer hasta 15.240 metros hasta el suelo, generando un trueno mucho más potente.

El trueno también puede variar en su naturaleza: existen los estallidos, explosiones breves y fuertes cuando el rayo cae muy cerca, y los retumbos prolongados y graves, que se escuchan cuando el rayo está a varios kilómetros.

En estos casos, la atmósfera absorbe las frecuencias agudas, dejando solo los tonos profundos y graves. Cuanto más fuerte y cercano es el trueno, más próxima está la tormenta. Según el Servicio Meteorológico Nacional, si se escucha el trueno, se está dentro del área de riesgo de un posible impacto de rayo, por lo que es recomendable buscar refugio.

La multinacional Panasonic inició el retiro de más de 13.000 hornos tostadores eléctricos en Estados Unidos y Canadá debido a un defecto en el aislamiento del cable de alimentación, lo que implica un riesgo de descarga eléctrica y fuego para los consumidores, según la Comisión de Seguridad de Productos del Consumidor de Estados Unidos (CPSC). El aviso, divulgado el 16 de julio de 2026, afecta a usuarios que adquirieron estos aparatos entre noviembre de 2025 y marzo de 2026 en tiendas como Costco y Amazon, así como en otros comercios electrónicos, de acuerdo con el registro oficial de la CPSC.

De acuerdo con la CPSC, el retiro involucra 11.480 unidades del modelo NB-G200 en Estados Unidos y 2.184 del modelo NB-G205S en Canadá. El defecto técnico detectado se relaciona con la protección de fibra de vidrio del cable de alimentación, que puede resultar insuficiente para cubrir el aislamiento, lo que incrementa el riesgo de descarga eléctrica y potenciales incendios. El organismo oficial instó a los consumidores a suspender el uso inmediato de estos hornos y a gestionar la devolución y reembolso a través de Panasonic. Según la autoridad, la empresa ha recibido cinco reportes de incidentes en Estados Unidos, aunque no se registraron lesiones ni daños personales.

La alerta se produjo en el marco de una serie de controles y advertencias que la CPSC y Health Canada mantienen sobre productos eléctricos de consumo masivo. Ambas autoridades coordinaron la difusión y ejecución del retiro en cumplimiento de las normativas que exigen a los fabricantes retirar del mercado productos que representen riesgos para la seguridad de los usuarios. Este caso se suma a otros llamados recientes en el sector de electrodomésticos, donde las agencias gubernamentales han reforzado la vigilancia sobre los productos que se comercializan en grandes cadenas minoristas y plataformas digitales, según consta en la base de datos pública de la CPSC.

¿Por qué Panasonic retira hornos tostadores en Estados Unidos y Canadá?

El retiro de hornos tostadores eléctricos de Panasonic en Estados Unidos y Canadá se debe a la detección de una falla en el aislamiento del cable de alimentación que podría causar descargas eléctricas o incendios. La CPSC, que supervisa la seguridad de los productos de consumo en el país, detalló que la protección de fibra de vidrio del cable puede no cubrirlo adecuadamente, exponiendo así a los usuarios a riesgos eléctricos. La autoridad estadounidense resaltó que el defecto afecta a los modelos NB-G200 y NB-G205S, vendidos en ambos países.

La empresa, en coordinación con la CPSC y Health Canada, tomó la decisión de retirar voluntariamente los productos tras recibir cinco reportes de incidentes ocurridos en Estados Unidos, que incluyeron el disparo de disyuntores en domicilios y el cese de funcionamiento del electrodoméstico. “La protección de la fibra de vidrio puede no cubrir adecuadamente el cable de alimentación, lo que representa un riesgo de descarga eléctrica y/o incendio”, indicó la compañía en declaraciones recogidas por la CPSC. Hasta el 15 de junio de 2026, no se reportaron lesiones ni daños personales relacionados.

¿Qué modelos de hornos tostadores Panasonic están incluidos en el retiro?

De acuerdo con el aviso oficial de la CPSC, el retiro involucra los hornos tostadores eléctricos Panasonic FlashXpress modelo NB-G200, comercializados en Estados Unidos, y el modelo NB-G205S, distribuidos en Canadá. Ambos aparatos comparten una falla en la cobertura del cable de alimentación, lo que pone en riesgo la seguridad de los usuarios.

Las unidades afectadas fueron vendidas entre noviembre de 2025 y marzo de 2026 en establecimientos como Costco, Amazon y otros comercios electrónicos. Para identificar si un producto está incluido en el retiro, los consumidores deben revisar la etiqueta ubicada en la parte trasera del aparato, donde figura el número de modelo. La CPSC y Health Canada recomiendan suspender el uso de los hornos tostadores incluidos en la alerta y contactar a Panasonic para iniciar el proceso de devolución y reembolso.

¿Dónde se vendieron los hornos tostadores Panasonic retirados y cuántos están involucrados?

La CPSC informó que el retiro abarca 11.480 unidades del modelo NB-G200 vendidas en Estados Unidos y 2.184 del modelo NB-G205S en Canadá, sumando un total de 13.664 hornos tostadores eléctricos afectados. Los aparatos fueron comercializados en grandes cadenas como Costco y Amazon, así como en otros canales de venta en línea.

Según datos oficiales publicados por la CPSC y Health Canada, la mayoría de los consumidores adquirió estos productos en el periodo comprendido entre noviembre de 2025 y marzo de 2026. El defecto técnico fue detectado tras recibir reportes de problemas eléctricos, aunque hasta la fecha no se han registrado lesiones asociadas al uso de los hornos tostadores.

¿Cuáles son los riesgos para los usuarios según las autoridades?

El principal riesgo identificado por la CPSC y Health Canada es la posibilidad de descarga eléctrica y el potencial de incendio debido a la insuficiente cobertura de fibra de vidrio en el cable de alimentación de los hornos tostadores Panasonic. La autoridad estadounidense informó que recibió cinco reportes de problemas en Estados Unidos: cuatro relacionados con el disparo de disyuntores y uno con la interrupción repentina del funcionamiento del producto.

En la documentación oficial, la CPSC indicó: “El cable de alimentación puede no estar adecuadamente protegido por la funda de fibra de vidrio, lo que representa un riesgo de descarga eléctrica y/o incendio para los consumidores”. Hasta mediados de junio de 2026, ni la CPSC ni Health Canada han reportado lesiones ni incidentes graves derivados de este defecto.

¿Qué deben hacer los consumidores que compraron un horno tostador Panasonic retirado?

Tanto la CPSC como Health Canada recomiendan a los usuarios suspender de inmediato el uso de los hornos tostadores Panasonic modelo NB-G200 y NB-G205S cubiertos por el retiro. Los consumidores deben verificar el número de modelo en la etiqueta trasera del aparato y, si coincide con los modelos retirados, contactar a Panasonic para obtener el reembolso correspondiente.

La CPSC habilitó su portal web y la línea telefónica para consultas y para facilitar el proceso de devolución. En Canadá, la ley prohíbe la venta, redistribución o regalo de productos retirados, y Health Canada enfatizó la importancia de cumplir con la normativa para evitar riesgos adicionales. Los consumidores pueden acceder a información actualizada y formularios de contacto en el sitio oficial de la CPSC (www.cpsc.gov) y en el de Health Canada.

¿Qué dice Panasonic sobre el retiro y cómo se está gestionando?

En declaraciones recogidas por la CPSC, Panasonic afirmó que “la protección de la fibra de vidrio puede no cubrir adecuadamente el cable de alimentación, lo que representa un riesgo de descarga eléctrica y/o incendio”. La empresa enfatizó que no se han registrado incidentes con lesiones y que el retiro se realiza de manera preventiva, en cumplimiento de las regulaciones de Estados Unidos y Canadá.

El proceso de retiro y reembolso está garantizado para todos los usuarios que compraron un producto incluido en la alerta y que puedan acreditar la compra. La CPSC aclaró que los consumidores no deben asumir ningún costo y que el trámite se realiza directamente con Panasonic. Las autoridades recomendaron no intentar reparar el electrodoméstico ni continuar utilizándolo.

¿Qué alcance tiene esta alerta en el contexto de otros retiros de productos eléctricos?

La alerta de la CPSC sobre los hornos tostadores Panasonic se inscribe en una tendencia de vigilancia más estricta sobre productos eléctricos de consumo masivo en Estados Unidos y Canadá. En 2026, la autoridad estadounidense ha emitido varios llamados a revisión de electrodomésticos, incluyendo parrillas y cocinas de gas, por riesgos similares, según la base de datos pública de la comisión.

Ambas agencias mantienen canales de comunicación abiertos para reportes de incidentes y consultas sobre productos potencialmente peligrosos. La CPSC recordó que los consumidores pueden suscribirse a notificaciones de retiro y reportar productos inseguros a través de las plataformas oficiales.

¿Cómo afecta este retiro a los consumidores y qué pasos seguirán las autoridades?

El retiro de los hornos tostadores eléctricos Panasonic impacta principalmente a quienes adquirieron el producto en Estados Unidos y Canadá durante el periodo señalado. Los usuarios deben revisar el número de modelo de su aparato y, si corresponde, iniciar el proceso de devolución para obtener el reembolso. El trámite es gratuito y tiene como objetivo principal eliminar del mercado los productos defectuosos. Las autoridades continuarán monitoreando la seguridad de los productos eléctricos y publicarán nuevas alertas si se detectan riesgos adicionales, de acuerdo con los procedimientos establecidos por la CPSC y Health Canada.

Conectar un celular para cargarlo parece una tarea rutinaria, pero el orden en que se enchufan los componentes puede influir en la vida útil del dispositivo, la batería e incluso del propio cargador.

Aunque muchos usuarios conectan el teléfono sin prestar atención al procedimiento, especialistas recomiendan seguir una secuencia específica para reducir el riesgo de picos de tensión, chispas y desgaste prematuro de los accesorios.

La recomendación es sencilla: primero conectar el cargador a la toma de corriente y, una vez energizado, conectar el cable al celular. Al finalizar la carga, el proceso debe hacerse en sentido inverso: primero retirar el cable del teléfono y luego desconectar el cargador del enchufe.

Seguir este procedimiento ayuda a proteger los componentes electrónicos del dispositivo y contribuye a prolongar la vida útil de la batería y del puerto de carga.

El orden de conexión ayuda a evitar fluctuaciones eléctricas

La razón principal por la que se recomienda enchufar primero el cargador a la corriente es que permite estabilizar el flujo eléctrico antes de que llegue al teléfono.

Cuando el adaptador ya está conectado al tomacorriente, la energía pasa por los circuitos internos del cargador, que regulan el voltaje antes de enviarlo al dispositivo. Esto reduce la posibilidad de que pequeñas variaciones o picos de tensión alcancen directamente la batería o la placa electrónica del celular.

Por el contrario, si el cable ya está conectado al teléfono y luego se enchufa el cargador a la corriente, el dispositivo puede recibir el impulso inicial de energía que se produce al establecer la conexión eléctrica. Aunque los cargadores modernos incorporan sistemas de protección, repetir este procedimiento durante años puede contribuir al desgaste de algunos componentes.

Las pequeñas chispas también pueden afectar los conectores

Otro motivo por el que el orden de conexión resulta importante es la aparición de pequeñas chispas eléctricas en los conectores.

Cuando un cargador energizado entra en contacto con el dispositivo, puede producirse un arco eléctrico casi imperceptible. Aunque normalmente no representa un peligro inmediato para el usuario, este fenómeno favorece la oxidación y el deterioro gradual de los contactos metálicos.

En los cables Lightning, utilizados durante años por Apple, este desgaste suele manifestarse mediante conectores ennegrecidos que dificultan la carga o hacen necesario mover el cable para establecer contacto.

En los cables USB-C, actualmente presentes en la mayoría de celulares Android y también en los iPhone más recientes, el problema suele relacionarse con la acumulación de polvo o suciedad en el puerto, lo que puede acelerar el deterioro si además existen pequeñas chispas provocadas por una conexión inadecuada.

Los cargadores de baja calidad aumentan el riesgo

La calidad del cargador también desempeña un papel importante en la seguridad del proceso.

Los adaptadores originales o certificados incorporan sistemas de protección contra sobrecargas, cortocircuitos y fluctuaciones eléctricas. En cambio, algunos cargadores genéricos o de baja calidad pueden ofrecer una regulación menos eficiente del voltaje, incrementando la posibilidad de que el dispositivo reciba una descarga eléctrica irregular.

Por ello, los especialistas recomiendan utilizar siempre accesorios certificados por el fabricante o compatibles con los estándares de seguridad reconocidos.

Además, mantener un cargador antiguo o deteriorado conectado permanentemente a la corriente puede favorecer el sobrecalentamiento y aumentar el riesgo de fallos eléctricos.

Cómo cargar correctamente el celular

Para proteger tanto el teléfono como sus accesorios, el procedimiento recomendado es el siguiente:

Primero, conectar el cargador a la toma de corriente. Después, enchufar el cable al celular y esperar a que comience la carga normalmente.

Una vez que la batería alcance el nivel deseado, retirar primero el cable del teléfono y, finalmente, desconectar el cargador del enchufe.

Esta secuencia reduce las posibilidades de chispas, disminuye el desgaste del puerto de carga y ayuda a mantener la estabilidad del suministro eléctrico hacia el dispositivo.

Otros hábitos que ayudan a prolongar la vida útil de la batería

Más allá del orden de conexión, existen otras prácticas que pueden contribuir a conservar la batería en mejores condiciones durante más tiempo.

Una de las principales recomendaciones consiste en evitar descargar completamente el teléfono de forma habitual. Muchos fabricantes aconsejan mantener el nivel de carga entre el 20 % y el 80 %, ya que esto reduce el estrés químico de las baterías de ion-litio.

También es preferible no dejar el celular conectado durante muchas horas después de alcanzar el 100 %, especialmente si el dispositivo carece de sistemas avanzados de carga inteligente. El exceso de temperatura continúa siendo uno de los principales factores que aceleran el envejecimiento de la batería.

Actualmente, muchos smartphones incorporan funciones que aprenden los hábitos del usuario y ralentizan automáticamente la carga durante la noche para completar el 100 % poco antes de que el propietario utilice nuevamente el dispositivo. Aprovechar estas tecnologías, junto con un procedimiento adecuado de conexión, puede contribuir a mantener el rendimiento del teléfono durante más años.

Durante el primer trimestre de 2026, las empresas distribuidoras Edenorte, Edesur y Edeeste (EDE) en República Dominicana registraron un déficit financiero que profundizó la dependencia del sistema eléctrico respecto a las transferencias estatales, según el Informe de Desempeño de las Empresas Eléctricas Estatales. El documento resalta que este deterioro intensificó la brecha histórica entre el costo de adquisición de la energía y los ingresos efectivos por facturación, lo que obligó al gobierno a destinar recursos públicos crecientes para garantizar la continuidad del servicio.

Según el reporte, las tres empresas distribuidoras adquirieron en conjunto 4,479.6 GWh de energía entre enero y marzo, una reducción de 1.4% respecto al año anterior. Sin embargo, el precio medio de compra se elevó un 5.7% y alcanzó los 16.32 cUSD/kWh, impulsado por el aumento de los precios internacionales de los combustibles y la depreciación del peso dominicano. La energía facturada en el mismo período cayó 0.9% y se situó en 2,834.4 GWh, mientras que el precio medio de venta experimentó solo un leve incremento de 0.9%, lo que prácticamente eliminó el margen entre el costo de compra y el precio de venta, que se redujo a 0.04 cUSD/kWh.

La factura total por compra de energía ascendió a USD 730.9 millones, un alza de 4.2%, mientras que la facturación por venta de energía disminuyó marginalmente a USD 463.6 millones. Los ingresos por cobros aumentaron 1.3% y sumaron USD 458.1 millones, insuficientes para compensar los mayores costos de adquisición. Este desbalance se tradujo en un déficit operativo total de USD 370.7 millones, que luego de inversiones y otros gastos, se elevó a un saldo negativo de USD 413.3 millones. El saldo entre compra y venta de energía fue negativo en USD 273.9 millones durante dicho trimestre.

El informe oficial señala que el índice de pérdidas técnicas y comerciales de las EDE se situó en 38.7% para el año móvil, lo que implica que casi cuatro de cada diez kilovatios comprados no se facturan al usuario final. El indicador de pérdidas empeoró en 1.1 puntos porcentuales respecto al año anterior. Al mismo tiempo, el índice de cobranza subió levemente a 96.7% y el Índice de Recuperación de Ingresos (CRI) se mantuvo estable en 59.3%. El índice de recuperación de energía, que expresa la proporción de energía efectivamente cobrada respecto de la suministrada, disminuyó a 59.0%.

Este escenario de pérdidas estructurales y recuperación insuficiente expone la vulnerabilidad financiera del sistema. De acuerdo con el informe, el Estado debió transferir USD 446.7 millones a las empresas distribuidoras en los primeros tres meses del año para cubrir los déficits acumulados, lo que refleja la alta dependencia de subsidios fiscales y el impacto de estos en las cuentas públicas.

Las diferencias entre las tres empresas distribuidoras resultan notables. Edeeste encabeza la lista con el mayor índice de pérdidas (56%) y un índice de recuperación de ingresos de 41%. Edenorte y Edesur presentan indicadores relativamente mejores, aunque sus pérdidas y déficits permanecen por encima de los niveles tolerables, de acuerdo con el documento. Los gastos operativos de las tres compañías crecieron 2.3% y alcanzaron los USD 107.4 millones, mientras que las inversiones, necesarias para modernizar infraestructura y reducir pérdidas, sufrieron una caída de 15.8%, lo que evidencia las limitaciones financieras para la renovación del sistema.

El impacto de esta situación no solo compromete la estabilidad de las distribuidoras, sino que también afecta la calidad y confiabilidad del suministro eléctrico en República Dominicana. El informe advierte que, sin medidas para contener las pérdidas técnicas y comerciales, revisar las tarifas y combatir el hurto de energía, el déficit estructural continuará incrementándose y presionando las finanzas públicas.

La falta de equilibrio financiero en las empresas distribuidoras limita la capacidad de inversión y posterga la solución definitiva al problema histórico del sector eléctrico dominicano. El informe de desempeño subraya que, mientras persista la brecha entre la energía comprada y la efectivamente cobrada, la sostenibilidad del sistema dependerá de subsidios estatales y recursos fiscales crecientes.

El Salvador cuenta con una capacidad instalada de cerca de 3,500 megavatios, mientras que la demanda máxima registrada ronda los 1,162 megavatios. Esta diferencia ha permitido que el país se posicione como exportador neto de energía en la región. Según Edwin Núñez, presidente de ETESAL, anteriormente El Salvador debía importar entre el veintidós y el veinticinco por ciento de la energía que consumía, principalmente desde Guatemala.

En la actualidad, El Salvador integra la red regional SIEPAC, un sistema que facilita la integración eléctrica de los países centroamericanos. Cuando alguna nación requiere energía adicional, tiene la posibilidad de adquirirla de otro miembro de la red a través de esta interconexión. El presidente de ETESAL mencionó que, a su juicio, “el mercado eléctrico centroamericano es un ejemplo a nivel mundial por su funcionamiento y cooperación”.

El directivo señaló, durante la entrevista en el programa Diana Verónica y Tony, que la diversificación de la matriz energética, promovida desde 2019, ha contribuido a sostener el crecimiento y a fortalecer la seguridad del suministro, incluso en contextos de alta demanda o ante condiciones climáticas adversas.

Matriz energética nacional y función de ETESAL

La matriz energética salvadoreña está compuesta por diversas fuentes. El país produce electricidad a partir de hidroeléctricas, geotérmicas, gas natural, solar y, en años recientes, eólica. El presidente de ETESAL señaló que se han impulsado proyectos como Energía del Pacífico —centrado en gas natural—, nuevas plantas fotovoltaicas y el parque eólico Ventus.

ETESAL, según explicó, actúa como la principal autopista eléctrica del país, trasladando la energía desde los puntos de generación hasta las subestaciones, donde se transforma y se prepara para la distribución. Núñez consideró que una red moderna y robusta es esencial para la reducción de pérdidas y la mejora en la calidad del servicio.

La empresa sostiene una coordinación constante con las distribuidoras y el Ministerio de Turismo, con el objetivo de que cada nueva infraestructura pueda entrar en operación de forma sincronizada con las necesidades de la zona donde se instala.

Energías renovables y almacenamiento

El desarrollo de las energías renovables ha influido de manera significativa en el panorama energético salvadoreño. El país ha incrementado la cantidad de plantas fotovoltaicas y proyectos eólicos, como el parque Ventus en Metapán.

Estos proyectos se complementan con la incorporación de sistemas avanzados de almacenamiento, conocidos como BESS (Battery Energy Storage System). Según lo explicado por el presidente de ETESAL, estas soluciones no solo permiten guardar energía, sino que también estabilizan la red y ofrecen servicios auxiliares, como la regulación de voltaje y el respaldo ante posibles fluctuaciones regionales.

El titular de ETESAL consideró que estos sistemas resultan fundamentales para mantener la calidad de la energía en un contexto de demanda creciente e interconexión regional.

Proceso de expansión y cobertura nacional

El plan nacional de expansión de ETESAL se presenta como uno de los ejes para el fortalecimiento de la red de transmisión. Desde 2019 se han incorporado cinco nuevas subestaciones, sumando veintinueve con la próxima inauguración de Surf City y treinta una vez que se concluya la de Morazán.

Dentro de la estrategia se prevé el cierre de un anillo eléctrico en oriente, el cual contempla la construcción de nuevas subestaciones en San Miguel, La Unión y Pasaquina, además de la línea Morazán-San Miguel. Este refuerzo está pensado para acompañar el desarrollo del aeropuerto del Pacífico, el crecimiento urbano y diferentes proyectos industriales en la zona oriental.

Núñez detalló que la expansión de la red incluye también nuevas subestaciones en zonas identificadas como áreas de alto crecimiento, como Huizúcar, así como el refuerzo de la infraestructura en Soyapango y la modernización de instalaciones en el área metropolitana de San Salvador. El propósito, según indicó, es anticipar la demanda y contribuir a garantizar la calidad del suministro en todas las regiones del país.

Avances tecnológicos: subestaciones GIS e inteligencia artificial

La subestación Surf City representa un avance tecnológico, ya que es la primera en el país en emplear el sistema GIS (Gas Insulated Switchgear) en transmisión. Este tipo de tecnología encapsula los componentes electromecánicos en gas, lo que, de acuerdo con Edwin Núñez, contribuye a reducir el mantenimiento y a prolongar la vida útil de las instalaciones. Está previsto que todas las subestaciones incluidas en el nuevo plan de expansión utilicen este modelo.

El presidente de ETESAL indicó que se han sumado veinticinco nuevos operadores, formados en institutos técnicos y universidades, para encargarse de la gestión de estas infraestructuras. El monitoreo de las subestaciones incorpora herramientas de inteligencia artificial, lo que, según explicó, permite una operación predictiva y una gestión más eficiente de incidentes.

El sistema se organiza en tres turnos de trabajo, con vigilancia y mantenimiento durante todo el año. Núñez recordó que la transmisión eléctrica fue declarada área de seguridad nacional y que la empresa ha implementado protocolos que incluyen sistemas antifauna para prevenir interrupciones o daños en la red.

Impacto en el desarrollo urbano y calidad de vida

La expansión y modernización de la red de transmisión eléctrica se ha vinculado con el crecimiento inmobiliario, turístico y tecnológico en zonas como La Libertad, Nuevo Cuscatlán, la Costa del Sol y otras áreas donde se registra un aumento de proyectos.

La subestación Surf City, que ha requerido una inversión de $35 millones, está destinada a cubrir la demanda de iniciativas como Ocean Breeze y distintos desarrollos residenciales y hoteleros. El presidente de ETESAL sostuvo que “sin subestaciones cercanas y modernas no es posible garantizar la factibilidad eléctrica para nuevos usuarios, sean apartamentos, centros comerciales o fábricas”.

El funcionario agregó que la infraestructura también aportará beneficios a la zona sur de San Salvador y respaldará la instalación de centros de datos y empresas tecnológicas internacionales interesadas en condiciones de seguridad y estabilidad energética.

La Ley 32249 fue promulgada en enero de 2025 con la promesa de transformar el sistema eléctrico, promover la competencia y facilitar el ingreso de energías renovables como la solar y la eólica.

Sin embargo, más de un año después de su aprobación, el reglamento que debe ponerla en marcha sigue pendiente, lo que ha generado una creciente preocupación en la industria y entre los usuarios.

Desde su concepción, la ley enfrentó resistencias dentro del propio sector eléctrico. Generadores, distribuidoras y empresas vinculadas expresaron dudas y críticas sobre la manera en que se diseñaron los cambios y sobre los posibles efectos en la estructura del mercado.

Tras su aprobación, las diferencias entre los actores se trasladaron al proceso de reglamentación: el Ministerio de Energía y Minas (MINEM) aún no logra consensuar un texto definitivo, y el nuevo cambio de gobierno apremia.

Ley 32249, entre el llimbo regulatorio y el rol del OSINERGMIN

Durante el evento Expo Energía Perú 2026, Javier Muro, gerente comercial de Pluz Energía, explicó que el reglamento propuesto va más allá de lo que estipula la ley, otorgando a OSINERGMIN funciones de planificación que originalmente no le correspondían.

Esta situación, según manifestó para Infobae Perú, genera objeciones legales y prácticas, ya que el regulador no debería asumir tareas de planificación del sistema eléctrico.

Muro detalló que, mientras el reglamento no se apruebe, las empresas han debido recurrir a los contratos bilaterales para cubrir emergencias y mantener el suministro.

Los contratos bilaterales son acuerdos directos entre una empresa generadora y un distribuidor o gran consumidor. En estos acuerdos, ambas partes pactan las condiciones de compra y venta de electricidad, como el precio, la cantidad y la duración, lo que permite estabilidad y previsibilidad para ambos lados.

Límites, cuotas y reglas poco claras para el abastecimiento eléctrico

Estos contratos han sido la herramienta clave para asegurar que no falte energía en situaciones donde no se pueden realizar licitaciones públicas. De acuerdo con Muro, la ley buscaba que los contratos bilaterales sirvieran como complemento, dentro de límites definidos, no como mecanismo principal de abastecimiento.

El reglamento, sin embargo, ha relegado estos contratos a un papel aún más secundario, lo que limita la flexibilidad de las empresas para responder a situaciones de emergencia o fluctuaciones en la demanda.

La ley exige que la mayor parte de la compra de energía se realice mediante licitaciones, y solo una parte bajo contratos bilaterales, con cuotas claras. Esto debería garantizar competencia y precios justos, pero la falta de reglamento ha generado distorsiones.

Sistemas aislados, autogeneración y los retos no resueltos

Otro asunto señalado por Muro es la falta de claridad sobre cómo convivirán los contratos antiguos con los nuevos, ya que los anteriores pueden incluir cláusulas específicas de precio y condiciones de suministro que no están alineadas con el nuevo marco legal.

Además, criticó que el reglamento proponga competencia en sistemas eléctricos aislados, donde solo hay un proveedor posible, y que no defina adecuadamente la aplicación de cargos de transmisión para la generación distribuida o la autogeneración industrial.

Muro también subrayó que la constante rotación de autoridades en el MINEM dificulta la continuidad de las discusiones y el avance en la reglamentación. Cada nuevo funcionario debe revisar desde cero los temas pendientes, lo que retrasa la aprobación definitiva.

“Lo que se necesita es que la ley y el reglamento faciliten y no compliquen el trabajo de los distribuidores, que son quienes dan la cara al usuario final y deben garantizar inversiones y calidad de servicio”, dijo.

En consecuencia, explica Muro, mientras el reglamento permanezca en suspenso, el sistema eléctrico peruano seguirá sin poder avanzar hacia un “modelo más competitivo, eficiente y abierto a la innovación”.

Pluz presenta avances en sostenibilidad, inclusión y eficiencia operativa

Pluz Energía, distribuidora eléctrica de Lima, Callao y el Norte Chico, presentó su Reporte de Sostenibilidad 2025, en el que destaca un modelo de gestión centrado en la creación de valor compartido y el impacto social, ambiental y económico.

La empresa impulsó iniciativas para fortalecer la educación, la inclusión y la infraestructura comunitaria, como la entrega de 60 becas integrales para jóvenes y mujeres en situación de vulnerabilidad, la iluminación de más de 130 losas deportivas y la participación de 2.700 trabajadores en programas de bienestar.

Además, obtuvo la certificación internacional “Zero Waste” al reaprovechar más del 90% de sus residuos, e implementó proyectos de economía circular como “EcoMuretes”.

En el ámbito operativo, Pluz Energía invirtió S/ 891,6 millones en 2025 para modernizar la red eléctrica y mejorar la calidad del servicio a más de 1,6 millones de clientes. Renovó más de 150.000 medidores, instaló 900 nodos de telecontrol y sumó 16.000 luminarias LED en alianza con municipalidades.

La empresa también incorporó una flota eléctrica para operaciones de campo y registró un crecimiento financiero sostenido, consolidando su compromiso con un desarrollo sostenible y la excelencia operativa en beneficio de las comunidades a las que sirve.

El mercado de soluciones portátiles de energía comienza a ganar un terreno inesperado en Perú, impulsado por la digitalización, el avance del trabajo remoto y la necesidad de asegurar la continuidad de actividades tanto en hogares como en sectores productivos

La demanda de estos dispositivos muestra un crecimiento sostenido a nivel global y regional, con América Latina registrando una tendencia alcista, según diversos operadores del sector.

Expansión internacional y contexto de cifras

A escala internacional, el segmento de generadores portátiles alcanzó los 5.540 millones de dólares en 2024, con una proyección de crecimiento anual del 5,41% hasta 2033, de acuerdo con datos de IMARC Group.

En paralelo, el mercado de estaciones de energía portátil se valoró en cerca de 4.900 millones de dólares este año y podría situarse entre 18.000 y 20.000 millones para 2033, con un crecimiento anual estimado de 15,5%.

El liderazgo de Asia Pacífico se atribuye a la expansión de actividades industriales en zonas alejadas de grandes ciudades, fenómeno que comienza a replicarse en economías latinoamericanas.

En el caso de Perú, la adopción de soluciones portátiles responde a necesidades concretas de sectores productivos y usuarios domésticos. Así lo explica José Marruffo, gerente de Desarrollo de Negocios de EcoFlow.

Sectores que adoptan soluciones portátiles

Según Marruffo, la demanda más dinámica se observa en rubros como construcción, minería, producción audiovisual, inspección con drones, gastronomía móvil, eventos, comercio y pequeñas empresas.

“El segmento residencial también crece, impulsado por usuarios que buscan proteger equipos esenciales durante cortes de suministro”, señala el ejecutivo.

El impacto de los cortes de energía se siente con fuerza fuera de los principales centros urbanos. Para hogares, esto significa interrupciones en la conectividad y el trabajo remoto. Para empresas, implica pérdidas de productividad, detención de operaciones y riesgos para equipos críticos.

“Hoy existe una mayor conciencia sobre la importancia de contar con respaldo energético más allá de los generadores tradicionales”, indica Marruffo.

Desafíos para la adopción masiva

Pese a la tendencia de crecimiento, persisten desafíos que frenan la masificación de estas soluciones en Perú. El principal es el desconocimiento sobre las tecnologías actuales de respaldo energético.

“Muchas personas todavía asocian el respaldo únicamente con generadores a combustible, cuando hoy existen opciones que ofrecen operación silenciosa, cero emisiones durante el uso, carga rápida y compatibilidad con paneles solares”, detalla el vocero.

La clave, según Marruffo, está en educar desde el sector al mercado sobre los beneficios de estas alternativas y en ofrecer asesoría para identificar la solución adecuada a cada necesidad.

Además, el portavoz resalta la importancia de contar con soporte técnico local, garantía oficial y cobertura nacional como factores que generan confianza entre los usuarios.

Perspectiva de crecimiento local

La demanda de soluciones portátiles de energía en Perú se sostiene por el avance de la digitalización, el trabajo remoto y la necesidad de continuidad operativa en distintas actividades.

Según Marruffo, la masificación de estas alternativas dependerá de la capacidad del mercado para superar las barreras de desconocimiento y percepción, así como de la oferta de soporte técnico y cobertura a nivel nacional.

El sector observa condiciones para crecer, siempre que usuarios y empresas accedan a información clara y asesoría especializada sobre las opciones tecnológicas disponibles.

El dato

• EcoFlow está presente en Perú junto al Grupo QTC desde 2023. Ahora ofrece sus productos en Mercado Libre para llegar a más consumidores peruanos.
• La firma ofrece soluciones para hogares que necesitan energía durante cortes eléctricos, así como para usuarios de turismo, profesionales que trabajan en locaciones remotas y empresas de sectores como minería, construcción y seguridad sin acceso a la red eléctrica convencional.

El sector eléctrico dominicano ha presentado señales positivas en el primer trimestre de 2026, destacándose un aumento relevante en la inyección de energía al Sistema Eléctrico Nacional Interconectado (SENI) y una continua transformación en la matriz de generación eléctrica, aspectos fundamentales para el desarrollo económico y la calidad del servicio en la República Dominicana.

Durante el período enero-marzo de 2026, la cantidad de energía inyectada al SENI alcanzó los 5,300.2 GWh. Esta cifra significa un crecimiento de 56.8 GWh respecto al mismo trimestre del año anterior, equivalente a una variación positiva del 1.1%. El resultado refleja una mayor disponibilidad de energía eléctrica, lo que incide favorablemente en la satisfacción de la demanda nacional y en la estabilidad del servicio, según el Informe de Desempeño Empresas Eléctricas Estatales marzo 2026.

La importancia de estos datos radica en que, además de responder a una economía en crecimiento, evidencian la capacidad del sistema eléctrico para mantener un flujo estable y suficiente hacia todos los sectores productivos y residenciales del país.

En términos de fuentes de generación, el informe señala cambios notables en la composición de la matriz energética dominicana. El gas natural se mantiene como la principal fuente, con un 35.9% de participación, aunque su cuota experimentó una leve reducción de 4.8 puntos porcentuales en comparación con el primer trimestre de 2025. Por otro lado, los derivados del petróleo, principalmente Fuel Oil #6 y #2, tuvieron una presencia del 13.8% en la matriz, con un incremento de 6 puntos porcentuales.

Este aumento sugiere una respuesta estratégica a las variaciones internacionales en los precios de los combustibles, así como al comportamiento del mercado eléctrico local.

El carbón mineral representó el 27.7%, evidenciando una disminución de 1.6 puntos porcentuales y reflejando el proceso de transición energética paulatina hacia opciones menos contaminantes. En el ámbito de las energías limpias, las fuentes renovables no convencionales (que incluyen eólica, solar y biomasa) mostraron avances, ocupando el 16.6% de la matriz, frente al 15.9% del año anterior.

La participación de la energía hidráulica se ubicó en 6.0%, con una variación marginal. Esta evolución apunta hacia una matriz cada vez más diversificada y resiliente, sin perder de vista la necesidad de incrementar la presencia de energías renovables en la generación total para fortalecer la sostenibilidad ambiental del sistema.

Comportamiento de las empresas del sector eléctrico

Las principales empresas generadoras y de transmisión estatales continuaron registrando una gestión acorde a las exigencias del mercado. La Empresa de Generación Hidroeléctrica Dominicana (EGEHID) facturó 317.2 GWh, lo que representa una ligera reducción de 2.3% en cuanto a volumen, aunque con un incremento en el valor facturado debido a mejoras en los precios promedio de venta. EGEHID también elevó sus inversiones en un 12.1% respecto al año anterior, enfocándose en modernización y optimización de infraestructuras.

Por su parte, la Empresa de Generación Eléctrica Punta Catalina (EGEPC) aportó al SENI 1,079.9 GWh, mostrando ajustes en su participación, manteniéndose como un actor clave para la matriz gracias al uso eficiente del carbón y mejoras continuas en sus operaciones.

La Empresa de Transmisión Eléctrica Dominicana (ETED) registró una facturación total de USD 34.8 millones por concepto de peajes, lo que representa un crecimiento de 4.4%. Este resultado estuvo impulsado por incrementos tanto en el derecho de conexión como en el uso de la red de transmisión.

Según el informe, los factores externos como la tasa de cambio y los precios internacionales de los combustibles influyeron en los costos de generación, pero la estructura del sistema nacional permitió una administración de los recursos energéticos para evitar impactos mayores en el suministro y asegurar la continuidad del servicio.

El balance del primer trimestre de 2026 muestra que el sector eléctrico dominicano avanza hacia una mayor robustez y estabilidad, con una visión de largo plazo orientada a la diversificación, sostenibilidad y fortalecimiento de la infraestructura. Será clave continuar este impulso durante el año para afianzar la transformación positiva evidenciada en los primeros meses, con un sistema más eficiente, confiable y moderno.

El mundo está a punto de enfrentarse a un nuevo shock energético que nada tendrá que ver con la geopolítica, el cierre del estrecho de Ormuz o la escasez de petróleo. Será un shock de demanda provocado por el despliegue de la Inteligencia Artificial (IA). Apenas cuatro años después de la irrupción masiva de herramientas como ChatGPT o Claude, el ritmo de adopción de esta tecnología ha sido tan abrumador que los centros de datos necesarios para sostenerlas van a necesitar capacidades ingentes de energía.

Si en la economía industrial del siglo XX contar con seguridad energética era sinónimo de tener acceso garantizado al petróleo, el gas y el carbón, en la nueva era digital la seguridad energética se traduce en tener acceso a una energía que sea abundante, asequible, limpia y fiable, exactamente lo que tenemos en España. Así, nuestro país se postula para liderar el futuro industrial del continente.

Europa ya se quedó atrás en la primera gran ola tecnológica, impulsada por internet, y hoy se encuentra rezagada frente a potencias como Estados Unidos —el gran estado del petróleo que domina los combustibles fósiles y la tecnología— y China —país que lidera la fabricación de tecnologías limpias—. Pero, según el último Informe Económico y Financiero de Esade, España llega a este nuevo tablero de juego con unas ventajas competitivas con las que no cuentan el resto de regiones.

Ventaja competitiva, pero sin éxito asegurado

Nuestro país parte de una posición de fuerza gracias a una menor exposición inicial al gas ruso y a una elevadísima capacidad de regasificación, que a mediados de 2025 representaba en torno a un tercio del total de toda la Unión Europea. A esto se le suma un gran despliegue de las energías renovables, que en el primer semestre del año pasado ya representaron en torno al 60% de nuestra generación eléctrica, una cifra que escala hasta el 75% si contamos otras fuentes descarbonizadas y catalogadas como verdes, con la energía nuclear.

Un mix energético más limpio que ha tenido un impacto directo en el bolsillo de las empresas. Mientras gigantes industriales como Alemania han sufrido el encarecimiento del gas ruso, España ha logrado aumentar en cuanto a competitividad-precio entre un 2%-3% frente a Alemania y Francia en el sector de las empresas manufactureras intensivas de energía, entre 2019 y 2023. Es decir, que producir en España es hoy energéticamente más barato, lo que nos sitúa por delante de otros países para acoger centros de datos y liderar el crecimiento verde europeo.

Pero no se debe confundir el potencial con tener el éxito asegurado. El informe de Esade también advierte de que, para convertirnos en la fábrica de IA, España tiene que solucionar urgentemente su problema de aislamiento y convertirse en un sistema eléctrico verdaderamente flexible.

De reclamo turístico a motor económico

El gran talón de Aquiles de nuestro país son las interconexiones eléctricas con el resto del continente. En 2025, el grado de interconexión de España era de tan solo un 3%, muy lejos del objetivo mínimo del 15% fijado por la Comisión Europea para 2030. Esta isla energética nos impide exportar nuestros excedentes de energía barata cuando el sol y el viento abundan, y nos limita a la hora de importar electricidad cuando la necesitamos.

Además, el exceso de generación renovable, como ocurre con la fotovoltaica en las horas centrales del día, está provocando que cambien los patrones en el mercado, como que haya un aumento drástico de horas donde el precio de la luz es cero o negativo, rondando el 10% de las horas en 2025. Esto hace que los ingresos de las propias empresas renovables bajen y desincentiva la inversión. ¿La solución? Almacenar esa energía. Pero en Europa todavía no estamos a la altura de otros países como China, que en 2024 acaparó el 60% de la nueva capacidad global instalada de baterías a gran escala, mientras que la UE apenas representó el 3,8%.

España se encuentra ante una bifurcación histórica. La descarbonización, además de ser una obligación, es una cuestión de supervivencia económica y soberanía tecnológica. Si nuestro país es capaz de acelerar el despliegue de redes y baterías, nuestro sol y nuestro viento dejarán de ser solo un reclamo turístico para convertirse en el motor de la próxima gran revolución industrial.

La gobernadora de Nueva York Kathy Hochul firmó este martes una orden ejecutiva que convierte al estado en el primero del país en imponer una moratoria —es decir, una pausa oficial y temporal— a la construcción de grandes centros de datos. La medida entra en vigor de inmediato y se extenderá por un año, según informó el diario estadounidense The New York Times.

Hochul, que busca la reelección este año, ha respaldado la inteligencia artificial como herramienta para la investigación y el buen gobierno, pero sostiene que la innovación debe equilibrarse con el beneficio público.

Su decisión de actuar por decreto genera una tensión política evidente: la legislatura estatal aprobó el mes pasado un proyecto de ley con controles más amplios sobre los centros de datos, y la gobernadora aún no lo firmó.

Funcionarios de su oficina lo describieron como “complicado” y dijeron que “llevará tiempo trabajarlo” con la legislatura, de acuerdo con la agencia de noticias Reuters.

La medida se produce en un momento en que la expansión de la inteligencia artificial dispara la demanda de estas instalaciones en todo el país y las facturas de electricidad suben en decenas de estados.

Qué prohíbe exactamente la orden ejecutiva

La orden ejecutiva —un decreto que la gobernadora puede firmar sin necesidad de aprobación legislativa— establece lo siguiente:

• Durante un año, el estado no otorgará permisos de construcción para centros de datos que usen 50 MW o más de energía.
• El Departamento de Conservación Ambiental no emitirá permisos discrecionales que no estuvieran ya en proceso.
• La medida no afecta a centros de datos de servicios financieros de oficina, hospitales ni universidades.

Hochul también anunció que impulsará legislación para eliminar las exenciones de impuestos a las ventas que hoy benefician a los grandes centros de datos, según Reuters.

Las tres razones detrás de la pausa

Hochul justificó la medida en tres ejes:

• Facturas de electricidad más altas. La expansión de los centros de datos eleva la demanda energética y, con ella, el costo de la electricidad para los hogares. Nueva York tiene el octavo precio minorista de electricidad residencial más caro del país, según datos del Departamento de Energía de Estados Unidos citados por Reuters.
• Presión sobre el agua. Estas instalaciones consumen grandes volúmenes de agua para enfriar sus sistemas. La gobernadora advirtió que “amenazan con agotar nuestros recursos naturales”.
• Impacto en las comunidades. El ruido, el tráfico de construcción y la presión sobre la infraestructura local generaron un rechazo creciente entre los vecinos de las zonas afectadas.

“A medida que el desarrollo de centros de datos amenaza con subir las facturas de servicios públicos, agotar nuestros recursos naturales y crear incertidumbre para los neoyorquinos, es mi responsabilidad actuar y liderar", declaró Hochul, según Reuters.

Qué ocurre durante la pausa y cuándo se levanta

Durante la moratoria, el estado elaborará un Generic Environmental Impact Statement (GEIS): un estudio de impacto ambiental general que establece estándares uniformes para evaluar la construcción y operación de centros de datos antes de que reciban aprobación oficial. Es, en términos simples, un marco regulatorio que define qué condiciones debe cumplir un proyecto para avanzar.

La prohibición se levantará una vez que el estado finalice esos estándares. No hay una fecha fija más allá del plazo de un año, informó Reuters.

“Nueva York liderará el camino en la creación de los estándares más estrictos del país para el desarrollo de centros de datos, garantizando que cuando las empresas tengan éxito gracias a Nueva York, los neoyorquinos también tengan éxito", afirmó la gobernadora, según The New York Times.

Qué es un centro de datos y por qué genera tanta controversia

Un centro de datos —o data center, en inglés— es una instalación que alberga miles de servidores y computadoras que procesan y almacenan información digital. Son la infraestructura física detrás de servicios cotidianos: la inteligencia artificial, la nube, el streaming y las redes sociales.

Los más grandes se denominan hyperscale: consumen 50 megavatios (MW) o más de electricidad para funcionar. Para entender la escala, 50 MW o más alcanza para abastecer a decenas de miles de hogares.

Las grandes empresas tecnológicas compiten por construirlos lo más rápido posible, y esa carrera tiene costos directos para las comunidades donde se instalan.

Un debate que se extiende por todo el país

Nueva York es el primer estado en aprobar una moratoria completa, pero no es el único donde el tema genera tensión política. Decenas de legislaturas estatales presentaron proyectos de ley para limitar el impacto de los centros de datos en las facturas de electricidad y el medioambiente, de acuerdo con Reuters.

En abril, la gobernadora de Maine Janet Mills vetó un proyecto similar que habría impuesto una pausa equivalente.

Una encuesta reciente de Reuters/Ipsos reveló que solo 1 de cada 3 estadounidenses aprueba el ritmo acelerado de construcción de centros de datos, y la mayoría se opone a que se construya uno en su propia comunidad.

En el mundo de los negocios, hay una verdad más que conocida: las compañías más grandes de la historia perdieron su liderazgo, simplemente, por no atreverse a mirar al futuro.

Hoy ya no basta con ampliar la infraestructura eléctrica: debemos reinventar la manera en que la energía se distribuye, se gestiona y genera valor para la sociedad. Con ese propósito, el Ministerio de Energía y Minas ha puesto en marcha la Resolución Ministerial N.° 188-2026-MINEM/DM, una iniciativa que sienta las bases de la red eléctrica del futuro.

Pasaremos de un modelo reactivo, en el que la red actúa únicamente frente a una falla, a un modelo inteligente, digital y bidireccional, capaz de anticipar eventos e integrar recursos energéticos distribuidos, optimizar la operación colocando al ciudadano en el centro de un servicio eléctrico más confiable.

Con este respaldo normativo, las empresas distribuidoras pueden iniciar el camino hacia una Utility 4.0. La infraestructura física continuará siendo la columna vertebral del sistema eléctrico, pero el verdadero valor estratégico residirá en la inteligencia con la que se gestione. La implementación del Sistema de Medidores Inteligentes (SMI) transformará la red en una plataforma digital capaz de generar información en tiempo real, automatizar procesos y optimizar la toma de decisiones.

Pero esta transformación no se logra únicamente incorporando nuevas tecnologías. Requiere una visión integral que redefina la forma en que las empresas distribuidoras planifican, operan y se relacionan con los ciudadanos. La evolución hacia una Utility 4.0 propone seis pilares estratégicos que de manera articulada permitirán construir un sistema eléctrico más inteligente, resiliente, sostenible y centrado en las personas.

El primer pilar corresponde a las Operaciones Autónomas y Resilientes, orientadas a incorporar automatización, monitoreo en tiempo real e inteligencia artificial para anticipar fallas, reducir interrupciones y mejorar la continuidad y confiabilidad del servicio eléctrico.

El segundo pilar es la Transición Energética y los Recursos Energéticos Distribuidos (DER, por sus siglas en inglés Distributed Energy Resources), integrando generación distribuida, almacenamiento con baterías, movilidad eléctrica y otros recursos energéticos distribuidos que harán posible una red más flexible, eficiente y sostenible.

El tercer pilar, Cliente Digital y Nuevos Ingresos, busca transformar la relación entre la empresa y el usuario mediante servicios digitales, atención omnicanal, tarifas inteligentes y nuevos modelos de negocio que respondan a las necesidades de un consumidor cada vez más participativo y conectado.

El cuarto pilar está constituido por la Gobernanza de Datos, la Inteligencia Artificial y la Automatización, donde los datos se convierten en el principal activo estratégico. La información obtenida en tiempo real permitirá automatizar procesos, optimizar la toma de decisiones, anticipar la demanda, detectar pérdidas y mejorar la eficiencia operativa y comercial.

El quinto pilar es la Ciberseguridad y el Gobierno Digital, indispensable para garantizar la protección de la infraestructura crítica, la privacidad de la información y la continuidad de los servicios frente a las crecientes amenazas del entorno digital, fortaleciendo al mismo tiempo los mecanismos de gobernanza y cumplimiento normativo. Para ello, será necesario adoptar estándares internacionales de seguridad, arquitecturas como Zero Trust, centros especializados de monitoreo y modelos robustos de gobernanza tecnológica.

Finalmente, el sexto pilar corresponde al Talento, la Cultura y la Gestión del Cambio. Ninguna transformación tecnológica será sostenible sin personas preparadas para liderarla. Por ello, será necesario desarrollar nuevas competencias digitales, promover una cultura de innovación y fortalecer un liderazgo capaz de impulsar el cambio organizacional que demanda la distribución eléctrica del futuro

Estos pilares no constituirían iniciativas aisladas; pueden conformar una hoja de ruta estratégica que permitirá transformar a las empresas distribuidoras en organizaciones inteligentes, capaces de integrar tecnología, datos y talento humano para ofrecer un servicio eléctrico más continuo, confiable, seguro y eficiente, alineado con los desafíos de la transición energética.

No obstante, convertir esta visión en realidad requerirá inversiones sostenidas, un marco regulatorio moderno, infraestructura tecnológica interoperable y, sobre todo, profesionales con las competencias necesarias para liderar la transformación digital del sector eléctrico. La tecnología, por sí sola, no garantiza el cambio; será el talento humano quien permita aprovechar todo su potencial.

La distribución de energía eléctrica está dejando de ser una actividad centrada exclusivamente en la operación de redes y subestaciones para convertirse en una plataforma inteligente donde convergen infraestructura, datos, automatización e innovación. La transición hacia una Utility 4.0 no solo transformará la manera de operar las empresas distribuidoras, sino también la forma en que los ciudadanos se relacionan con la energía. Ese será el verdadero cambio de paradigma: pasar de administrar una red eléctrica a gestionar un ecosistema digital, resiliente y sostenible que impulse la competitividad del país y mejore la calidad de vida de las personas.

El Banco Central de Reserva (BCR) ha dado a conocer su más reciente informe sobre el Índice de Precios al Productor (IPP), actualizado hasta junio de 2026. Detrás de los números presentados, se esconde una advertencia que puede pasar desapercibida para muchos: producir bienes y servicios en el país se ha encarecido de manera significativa, sobre todo en el ámbito energético.

Este incremento, aunque parezca lejano para quienes no dirigen empresas ni industrias, tiene un impacto directo sobre el costo de vida de toda la población.

Según el informe más reciente del BCR, el costo de los suministros de electricidad, gas, vapor y aire acondicionado subió de 134.45 puntos en junio de 2025 a 154.83 en junio de 2026.

Por lo que, se trata de un alza superior al 15% en solo un año, una cifra que resalta frente a la estabilidad que muestran otros sectores. Este salto en el IPP del sector energético es especialmente preocupante porque la energía es un insumo fundamental para toda la economía.

Desde las panaderías y supermercados hasta las fábricas textiles y laboratorios farmacéuticos, todos dependen de la electricidad y el gas para funcionar. Si la energía se encarece, inevitablemente se elevan los costos para todos los sectores productivos.

El fuerte incremento en el precio de la energía responde principalmente a dos factores:

Escasez de lluvias y menor producción hidroeléctrica: El Salvador depende en gran parte de la energía hidroeléctrica, es decir, la generada a partir del agua de ríos y embalses. Esta fuente de energía suele ser más barata y menos contaminante.

Sin embargo, en los últimos meses las lluvias han sido escasas y las sequías más frecuentes. Al haber menos agua disponible, las centrales hidroeléctricas han reducido su producción.

Para cubrir la demanda, se ha tenido que recurrir a plantas térmicas, que funcionan quemando combustibles fósiles como diésel o búnker. Este tipo de generación eléctrica es mucho más cara y, además, depende del precio internacional del petróleo.

Alza internacional de los combustibles: Los conflictos geopolíticos en distintas regiones del mundo han provocado subidas en el precio del petróleo y sus derivados. Como resultado, el país ha tenido que pagar más por los combustibles que necesita para generar electricidad, encareciendo aún más el suministro.

El impacto del Índice de Precios al Productor en la economía cotidiana

El Índice de Precios al Productor (IPP) revela cuánto cuesta, en promedio, producir bienes y servicios en el país antes de que lleguen al consumidor final. Por ejemplo, en una fábrica de zapatos, el IPP refleja el valor neto que la empresa recibe por vender su producto al por mayor, excluyendo impuestos y gastos de transporte. Este indicador muestra el precio real que obtiene la empresa antes de sumar otros costos del proceso comercial.

Cuando el IPP presenta un incremento, indica que las empresas enfrentan mayores costos para fabricar, transportar o mantener sus operaciones. Este aumento no permanece en el sector productivo, sino que se traslada a los precios que paga el consumidor en su vida diaria.

El alza en el costo de la energía intensifica este efecto, ya que la electricidad es un insumo esencial para la producción de bienes como pan, textiles y medicamentos. Cuando los productores asumen tarifas eléctricas más elevadas, el costo de fabricación se incrementa y, consecuentemente, los precios finales de los productos y servicios suben.

La presidenta encargada de Venezuela, Delcy Rodríguez, afirmó que su Gobierno logró recuperar el 96% del servicio de energía eléctrica en el estado La Guaira, el más perjudicado por el doble terremoto de magnitud 7,2 y 7,5 registrado el 24 de junio.

“El servicio eléctrico en el estado está recuperado en un 96%, 21 subestaciones eléctricas fueron recuperadas ya completamente”, expresó Rodríguez durante una supervisión de las labores de recuperación de infraestructura en la zona de Macuto, en La Guaira, en una transmisión de Venezolana de Televisión (VTV).

Rodríguez también informó que el suministro de agua potable se restableció en un 84%. En las áreas donde persisten daños graves, se mantiene la provisión de agua mediante camiones cisternas.

La mandataria explicó que la estatal de telecomunicaciones Cantv continúa en proceso de recuperación, aunque no ofreció cifras.

Por su parte, Starlink distribuyó más de 1.600 kits de conectividad en Venezuela, destinados a equipos de rescate, personal médico y organizaciones humanitarias en las zonas más impactadas por los terremotos, según la Embajada de Estados Unidos en Caracas.

En La Guaira, el acceso a Internet sigue siendo limitado y existen áreas completamente incomunicadas tras los sismos.

Las compañías privadas de telefonía Digitel y Movistar Venezuela comunicaron que trabajan para restablecer la conectividad en La Guaira, apoyándose en el servicio satelital de Starlink y habilitando puntos de wifi gratuito en refugios de la región.

El balance oficial difundido este jueves indica que al menos 3.899 personas han fallecido y 16.740 resultaron heridas tras los terremotos. Además, 17.907 se encuentran sin vivienda y la cifra de rescatados permanece en 6.462 desde el jueves pasado.

El doble terremoto representa el evento sísmico más letal en Venezuela en los últimos 100 años.

En julio de 1967, un sismo en las cercanías de Caracas causó la muerte de 245 personas, miles de heridos y daños materiales significativos.

Miles de vecinos del barrio madrileño de la Cañada Real, sobre todo los sectores quinto y sexto, continúan viviendo sin luz desde que en octubre de 2020 la empresa Naturgy cortó el suministro eléctrico alegando conexiones ilegales por los cultivos de marihuana en la zona. Esta situación les impide encender cualquier electrodoméstico, por lo que no pueden conectar ni ventiladores ni aire acondicionado para combatir el calor, y priva a las familias de calefacción en los meses de invierno. A esa precariedad constante se añade ahora una nueva dificultad, ya que varias áreas del sector sexto permanecen sin suministro de agua después de que el pasado sábado se produjera un incendio.

“Las familias no disponen de agua para beber, cocinar, asearse o limpiar, cuando además en los últimos días ha habido ola de calor. Tras la intervención de los bomberos, el suministro de agua no volvió a restablecerse en zonas como la parcela 79 y otras colindantes, donde hay siete hogares con menores de edad. Además, en la zona junto al puente, hay otros cinco hogares con niños que llevan más de un mes sin agua y esta situación continúa sin resolverse”, explica a Infobae la mediadora intercultural Houda Akrikez, presidenta de la Asociación Cultural de Mujeres Tabadol, y también vecina de este barrio, que se ubica a tan solo 14 kilómetros del centro de Madrid.

La única respuesta que han recibido hasta el momento, asegura, ha sido el reparto puntual de algunos bidones de agua por parte de Cruz Roja, “una medida claramente insuficiente para cubrir las necesidades básicas de las familias”.

Comprar un tanque y recogida de firmas

Ante esta situación, los propios vecinos se están organizando para comprar un tanque de agua que dé suministro a las casas afectadas y han iniciado una recogida de firmas dirigida a los comisionados por Cañada Real del Ayuntamiento y la Comunidad de Madrid, exigiendo una solución urgente y el restablecimiento inmediato del suministro de agua. “Resulta especialmente grave que esta nueva vulneración de derechos se produzca en un barrio que lleva casi seis años sufriendo el corte de suministro eléctrico y después de que el Consejo de Europa condenara a España por esa situación", afirma la asociación. “Ahora hay familias que tampoco tienen acceso a un derecho humano tan básico como el agua”, añaden.

Fue en febrero de 2025 cuando el Comité Europeo de Derechos Sociales, que depende del Consejo de Europa, condenó a España por vulnerar derechos de la Carta Social Europea debido a los cortes de luz. Para que las personas disfruten de sus derechos a la vivienda, la salud y la educación deben tener un “acceso estable, constante y seguro a energía adecuada”, señalaron los expertos de este órgano del Consejo de Europa.

En su decisión, el comité consideró que cuando los Estados optan por suministrar energía a través de empresas privadas no pueden “subcontratar” sus obligaciones en materia de derechos humanos para con esas empresas. “Garantizar los derechos de la Carta sigue siendo una responsabilidad del Estado”, subrayó.

Continúan los derribos “sin autorización judicial”

La Asociación Cultural de Mujeres Tabadol también denuncia los últimos derribos “sin autorización judicial” que están llevando a cabo tanto el Ayuntamiento de Madrid como el de Rivas Vaciamadrid en la Cañada Real, lo que podría suponer nuevas vulneraciones de derechos fundamentales.

Los consistorios, por su parte, defienden la legalidad de sus actuaciones, argumentando que solo actúan sobre ocupaciones ilegales en suelo público protegido y no contra viviendas residenciales, pero los afectados y asociaciones vecinales consideran que existe un “acoso institucional” y reclaman la consolidación de las viviendas en lugar del traslado forzoso.

Cabe recordar que en 2024, la Audiencia Provincial de Madrid condenó a Julio César Santos, jefe del Servicio de Disciplina Urbanística del Ayuntamiento de la capital, a nueve años de inhabilitación especial por prevaricación administrativa por derribos ilegales en la zona, una decisión que surgió por una demolición ilegal en este barrio.

El Proyecto Hostos, la primera interconexión eléctrica submarina entre República Dominicana y Puerto Rico, prevé una inversión de USD 2,100 millones y la reducción de hasta 3.8 millones de toneladas de CO₂ anuales.

La presentación oficial del Proyecto Hostos tuvo lugar durante el encuentro Energyear Caribe 2026 en Santo Domingo, donde se detalló que la iniciativa será ejecutada de manera completamente privada y busca reforzar la integración y resiliencia del sistema energético en el Caribe. Según informó la empresa, este proyecto inaugurará la primera conexión eléctrica submarina entre la isla de República Dominicana y Puerto Rico, con la mirada puesta en la descarbonización y la modernización de la matriz energética regional.

El presidente de Caribbean Transmission, Tirso Selman, explicó que la obra contempla la instalación de un cable submarino de unos 200 kilómetros, utilizando tecnología HVDC (corriente directa de alta tensión) y con una capacidad estimada de 700 megavatios, lo que equivale aproximadamente al 20% de la demanda eléctrica puertorriqueña. La inversión, de acuerdo con lo informado por la compañía, será cubierta íntegramente por capital privado, sin requerir aportes de los gobiernos de República Dominicana, Puerto Rico ni de Estados Unidos.

El directivo precisó que la electricidad transmitida por el cable será generada en una nueva central de 700 megavatios que se construirá en territorio dominicano exclusivamente para el proyecto, sin afectar el suministro al Sistema Eléctrico Nacional Interconectado (SENI). “Hostos no le quitará energía al pueblo dominicano. La electricidad provendrá de nueva generación construida específicamente para esta iniciativa”, afirmó Selman, según un comunicado de la compañía.

El impacto ambiental del proyecto

Uno de los objetivos medioambientales señalados por los promotores de Hostos es el reemplazo de plantas generadoras en Puerto Rico que actualmente operan con combustibles fósiles como diésel y bunker C, indica la empresa. Según datos difundidos durante el evento, la entrada en operación del cable permitiría reducir unas 3.8 millones de toneladas de emisiones de CO₂ anualmente.

“El CO₂ no tiene fronteras. Al sustituir generación más contaminante por generación más eficiente, Hostos permitirá reducir alrededor de 3.8 millones de toneladas de emisiones de CO₂ al año, beneficiando a toda la región”, sostuvo Selman.

El diseño del cable y de la infraestructura asociada incorpora criterios ambientales, incluyendo técnicas de perforación horizontal dirigida en las zonas costeras para proteger playas, arrecifes y ecosistemas marinos. Según lo dicho por la compañía, la operación del sistema no generará residuos y fue planificada para minimizar cualquier impacto ecológico.

Empleo, inversión y respaldo eléctrico

Los impulsores de Hostos resaltan el efecto en la confiabilidad y resiliencia de los sistemas eléctricos de ambas islas. El enlace facilitará el intercambio de energía en situaciones de emergencia, permitiendo que cada red mantenga su independencia operativa gracias a la tecnología HVDC. Esta capacidad de respaldo mutuo refuerza la seguridad energética ante fenómenos climáticos extremos o fallas en la generación local.

En el plano económico, el proyecto prevé movilizar aproximadamente el 70% de la inversión total —unos USD 1,470 millones— en República Dominicana, lo que generará más de 5,000 empleos directos durante la fase de construcción y abrirá nuevas oportunidades comerciales para empresas locales, además de incrementar el ingreso de divisas al país caribeño.

El presidente de Caribbean Transmission subrayó que Hostos representa un primer paso hacia la integración energética del Caribe, una meta discutida en foros regionales. “Debemos dejar de pensar como sistemas aislados. Cuando los países están interconectados, son más resilientes, más eficientes y están mejor preparados para enfrentar los desafíos del futuro”, expresó Selman durante su participación, de acuerdo con información de la empresa.

Abinader destacó el aval de Trump al proyecto

En enero, la administración de Donald Trump aprobó el proyecto de interconexión eléctrica entre República Dominicana y Puerto Rico, obra prevista para 2027 que busca reforzar la seguridad energética del Caribe con el cable submarino y permitir que la isla sume hasta 500 megavatios a su capacidad en un sistema golpeado por los huracanes de 2017.

La información fue anunciada en esa ocasión por el presidente dominicano Luis Abinader durante un almuerzo con periodistas en el Palacio Nacional. El mandatario presentó el aval presidencial estadounidense como un paso decisivo dentro de una estrategia de integración energética regional y de preparación ante futuras emergencias climáticas.

Abinader explicó entonces que el proyecto, bautizado Proyecto Hostos en homenaje a Eugenio María de Hostos, depende de que República Dominicana alcance para 2027 un excedente de generación eléctrica. Ese margen permitiría vender energía a Puerto Rico mediante la nueva conexión submarina.

“Nuestro objetivo es lograr una reserva fría para el año 2027, creando un excedente que nos permita tender un cable submarino para vender electricidad a Puerto Rico”, afirmó Abinader, citado por Diario Libre.

El sector energético peruano se enfrenta a una encrucijada que definirá su capacidad para garantizar un suministro eléctrico confiable y sostenible hacia 2035.

Esta fue la principal conclusión de la Mesa Energética Perú 2035, organizada en Lima por INDECO by Nexans, en la que representantes de la generación, transmisión, distribución y regulación consensuaron que el desarrollo del sector dependerá de fortalecer la institucionalidad, modernizar el marco regulatorio, cerrar brechas de infraestructura y construir una gobernanza de largo plazo.

1. Institucionalidad y reglas claras para la inversión

Durante el evento, Alex García, director de la Unidad de Negocios Sur de Nexans, remarcó que la estabilidad institucional representa el primer pilar para el avance del sector. La confianza en las instituciones y la previsibilidad de los procesos resultan esenciales para atraer inversiones de largo plazo.

García subrayó que instituciones sólidas, reglas estables y procesos predecibles generan el entorno adecuado para que los inversionistas comprometan capital con visión de futuro.

Además, se reconoció que las relaciones de confianza con las comunidades impactadas por los proyectos constituyen un elemento determinante para la sostenibilidad de las iniciativas energéticas.

César Butrón, presidente del Comité de Operación Económica del Sistema Interconectado Nacional (COES), señaló que la estabilidad institucional debe ir acompañada de transparencia y de la aplicación efectiva de las normativas existentes.

En este sentido, la articulación entre el Estado, las empresas y las comunidades fue destacada como una condición imprescindible para destrabar proyectos estratégicos.

2. Modernización del marco regulatorio

Cristián Arratia, CEO de Conelsur, sostuvo que la normativa vigente requiere actualizarse para facilitar contratos de suministro de largo plazo, habilitar el almacenamiento de energía y promover la generación distribuida.

La adaptación regulatoria permitiría una gestión más eficiente de la demanda y, al mismo tiempo, facilitaría la incorporación de nuevas inversiones en generación y transmisión eléctrica.

La actualización de las reglas del sector (Ley 32249) constituye una condición indispensable para acompañar los cambios tecnológicos y responder a las crecientes exigencias de la transición energética.

Una regulación dinámica será clave para que el Perú aproveche plenamente su potencial en energías renovables y mantenga la competitividad en el escenario regional, explicó.

3. Expansión de infraestructura para responder a la transición

María del Pilar Matto, CEO de Celaris Energy, y Pablo Morales, gerente de negocios de Pluz Soluciones., alertaron sobre la urgencia de cerrar las brechas en infraestructura.

La expansión oportuna de las redes de transmisión y distribución resulta indispensable para integrar nuevas fuentes de generación, atender el crecimiento de la demanda y reforzar la confiabilidad del sistema eléctrico nacional.

El desarrollo de infraestructura eléctrica ya no se considera solo un costo, sino la plataforma que posibilita la inversión, la competitividad y el desarrollo económico.

Las experiencias recientes muestran que la falta de capacidad en las redes restringe la incorporación de energías renovables y limita el acceso a una electricidad más limpia y diversificada.

Además, el crecimiento de la demanda eléctrica exige soluciones coordinadas e inversiones en nuevas líneas y subestaciones, según subrayó el panel.

4. Gobernanza con mirada de largo plazo

Jorge Hurtado, subgerente legal de Redinter Perú, enfatizó la importancia de construir una gobernanza sectorial con visión de largo plazo.

Los especialistas propusieron la creación de un espacio permanente de coordinación entre el Estado y el sector privado, con prioridades, responsabilidades y mecanismos de seguimiento claramente definidos.

El objetivo sería asegurar que las decisiones estratégicas trasciendan los ciclos políticos y permanezcan alineadas con una visión de país.

Alex García, de Nexans, concluyó que “la transición energética se gana o se pierde en las redes. La infraestructura eléctrica no es un costo, sino la plataforma que hace posible la inversión, la competitividad y el desarrollo del país”.

Para el ejecutivo, el futuro energético del Perú depende de las decisiones que se tomen hoy para fortalecer las instituciones, desarrollar infraestructura y generar condiciones que atraigan inversiones de largo plazo.

Trayectoria y rol de INDECO by Nexans

Con más de 74 años de experiencia, INDECO by Nexans ha participado en los principales proyectos energéticos y de infraestructura del país y la región.

Se cuentan desde el nuevo aeropuerto Jorge Chávez hasta parques eólicos y solares, como el de Punta Lomitas y el proyecto solar en Moquegua, que aportará más de 580 GWh al año.

Esta trayectoria respalda su impulso a espacios de diálogo multisectorial y su compromiso con el desarrollo energético del Perú.

La ciudad de Nueva York puso en marcha este martes un plan piloto para reemplazar los generadores de gasolina y diésel de los carritos de comida por baterías eléctricas recargables en Queens, una apuesta que, si se extendiera a los 20.500 vendedores de alimentos con licencia, podría evitar más de 120.000 toneladas métricas de emisiones de dióxido de carbono al año.

La iniciativa arrancará con 10 vendedores en Flushing Meadows–Corona Park y tendrá una duración de seis meses, según informó un medio local. La ciudad calcula que ese recorte de emisiones equivaldría a retirar cerca de 30.000 automóviles de las calles cada año.

El programa, denominado “Programa de Carritos con Energía Limpia de Nueva York”, fue lanzado por la Oficina de Justicia Climática y Ambiental de la Ciudad de Nueva York (MOCEJ).

El proyecto busca sustituir equipos que hoy sostienen la operación diaria de miles de puestos ambulantes y que funcionan durante jornadas de 12 horas o más para refrigerar alimentos y alimentar planchas, freidoras, hornos y ventiladores.

El plan comienza con 10 vendedores en Flushing Meadows–Corona Park

El parque de Flushing Meadows–Corona Park fue elegido como punto de partida del programa. Allí trabajan algunos de los vendedores incluidos en la prueba, varios de ellos inmigrantes y algunos con casi cinco décadas de actividad en ese espacio.

Ese parque, identificado por su gran esfera de acero, recibe más de nueve millones de visitantes al año. La ciudad lo presenta como un escenario visible para mostrar cómo podría funcionar una red de carritos de comida impulsados por energía limpia.

Según un estudio del Proyecto de Vendedores Ambulantes, el 97% de estos negocios en la ciudad opera con pequeños generadores de gasolina o diésel.

Esos aparatos, aunque permiten sostener el servicio, emiten monóxido de carbono, hidrocarburos y otros contaminantes a nivel de calle, donde los inhalan tanto los vendedores como los peatones.

Las estimaciones usadas por organizaciones ambientales indican que un vendedor promedio consume unos 1.750 litros de gasolina al año. Ese uso genera cerca de cuatro toneladas de dióxido de carbono, además de otros contaminantes.

La ciudad busca reducir contaminación, ruido y costos operativos

La empresa PopWheels aportará la infraestructura para el intercambio de baterías, sistemas con medidas avanzadas de seguridad contra incendios, entrega de baterías cuando sea necesario y asistencia técnica para los participantes. También intervendrá en la adaptación de los carritos a los nuevos sistemas eléctricos.

El proyecto es impulsado por MOCEJ en alianza con el Departamento de Parques, el Departamento de Bomberos de la ciudad, el Proyecto de Vendedores Ambulantes y la Fundación de Parques de la Ciudad.

La premisa es que muchos vendedores dependen de estos generadores porque sus negocios funcionan de forma autónoma y requieren un suministro eléctrico constante, aunque buena parte de esos equipos fue diseñada para usos temporales o de emergencia, no para operar durante una jornada laboral completa.

La vicealcaldesa de Operaciones Julia Kerson sostuvo que los vendedores ambulantes “definen la ciudad de Nueva York, y estos carritos definirán el futuro verde que construiremos juntos”.

William Arévalo, propietario de un carrito de comida en el parque y uno de los participantes del programa, dijo al medio que la iniciativa ofrece un entorno de trabajo “más limpio y silencioso” para los vendedores y añadió: “Al utilizar baterías en lugar de generadores estamos contribuyendo a mejorar la experiencia de estar en Flushing Meadows Corona Park para todos”.

La directora ejecutiva de la Oficina de Servicios para Vendedores Ambulantes, Carina Kaufman-Gutierrez, afirmó que los emprendedores de comida callejera “ayudan a definir la cultura y el sabor único de Nueva York, ofreciendo alimentos accesibles y diversos tanto a trabajadores como a turistas”.

El presidente del condado de Queens Donovan Richards Jr. planteó que la reducción de la dependencia de combustibles fósiles no debe limitarse a los comercios tradicionales.

“Incluir a los negocios más pequeños y móviles de nuestra ciudad en este esfuerzo es fundamental”, dijo Richards, y agregó que el programa también reducirá los costos energéticos de los vendedores.

El portafolio de infraestructura eléctrica en Perú experimenta una expansión sostenida con la incorporación de cuatro nuevos grupos de proyectos de transmisión, cuyo desarrollo está previsto entre 2025 y 2034.

De acuerdo con Edgar Patiño, director de la Dirección de Servicios al Inversionista de ProInversión, la inversión total proyectada para estos bloques alcanza los USD 1.041 millones, con un impacto directo para más de 5 millones de habitantes en distintas regiones del país.

Un portafolio en crecimiento y diversificación

Durante la Expo Energía Perú 2026, Patiño informó que, entre 2002 y 2026, el país adjudicó 79 proyectos de transmisión eléctrica bajo el esquema de Asociaciones Público-Privadas (APP), sumando un valor acumulado de USD 11.145 millones.

Según ProInversión, este nivel de adjudicaciones refleja el compromiso conjunto del Estado y el sector privado para cerrar brechas en infraestructura energética y robustecer el suministro eléctrico nacional.

El funcionario detalló que la diversificación de mecanismos de inversión, entre los que se incluyen APP, Proyectos en Activos y Obras por Impuestos, permite sostener una política de crecimiento para la infraestructura eléctrica.

El portafolio total de APP y Proyectos en Activos adjudicados en sectores como transporte, electricidad, saneamiento, educación y salud suma USD 41.400 millones, mientras que los Proyectos en Activos alcanzan USD 12.300 millones y las Obras por Impuestos superan S/23.000 millones en 1.429 intervenciones.

Expansión de la red de transmisión

Según el Comité de Operación Económica del Sistema Interconectado Nacional (COES), la red de transmisión eléctrica en operación supera los 30.000 kilómetros, una cifra que triplica lo registrado en 2005.

La expansión, favorecida desde 2011 por la incorporación de líneas de 500 kV, ha contribuido a reducir pérdidas técnicas y estabilizar los precios en el sistema eléctrico nacional, explicó Patiño.

El vocero de ProInversión sostuvo que el cierre de brechas en transmisión eléctrica forma parte de una visión integral de desarrollo, donde la infraestructura energética se integra a los ejes logísticos y productivos del país.

Nuevos grupos de proyectos hasta 2034

El plan de transmisión eléctrica 2025-2034 incluye cuatro grupos principales de proyectos, todos bajo modalidad estatal autofinanciada a 30 años.

El primer grupo, con adjudicación prevista para el segundo trimestre de 2026, involucra una inversión de USD 339 millones y beneficiará a 1,6 millones de habitantes con enlaces de 500 kV y nuevas subestaciones en Piura, Junín y Lima.

El segundo grupo, con adjudicación en el tercer trimestre de 2026, contempla USD 392 millones para favorecer a 1,8 millones de personas en regiones como Puno y Madre de Dios.

El tercer grupo, con USD 165 millones, abarca regiones como La Libertad y Piura y alcanzará a 1,5 millones de habitantes. El cuarto grupo, por USD 145 millones, se concentra en San Martín y Ucayali, beneficiando a 551.000 personas.

Perspectivas para la infraestructura energética

Este enfoque busca garantizar la confiabilidad y el crecimiento del sistema eléctrico nacional, cubriendo las demandas actuales y futuras de energía, y facilitando el desarrollo regional.

Finalmente, Patiño destacó la importancia de mantener la confianza de los inversionistas, optimizar la ejecución de proyectos y asegurar que la ampliación de la red eléctrica se traduzca en mejoras efectivas para la población.

Según la agencia adscrita al MEF, la hoja de ruta para el sector incluye no solo la expansión física de la infraestructura, sino también la modernización tecnológica y la eficiencia operativa.

El próximo 23 de julio, El Salvador pondrá en marcha una de las inversiones más relevantes de los últimos años en materia energética: la inauguración de la nueva subestación eléctrica Surf City en Tamanique, un proyecto que busca asegurar el suministro para la creciente demanda del sector turístico y residencial de la zona de La Libertad.

Edwin Núñez, presidente de ETESAL, informó en la entrevista Diálogo 21 de Grupo Megavisión, que este avance se enmarca en la estrategia gubernamental de modernizar y expandir la infraestructura eléctrica como pilar para la atracción de inversiones y el desarrollo económico.

La obra, impulsada por ETESAL, representa una inversión de 35 millones de dólares, cifra que incluye tanto la subestación como la línea de transmisión asociada. Núñez detalló que el objetivo central es abastecer de energía estable y suficiente a proyectos inmobiliarios, comerciales y turísticos en auge en la costa de La Libertad.

La subestación Surf City permitirá atender el incremento sostenido del consumo energético en La Libertad, que ya supera el 25 por ciento anual, cifra que se reportaba desde antes de la finalización de este nuevo proyecto. Núñez remarcó que “todas estas inversiones (en la zona de Surf City) requieren no solo mayor cantidad de energía, sino calidad y estabilidad en el servicio para garantizar la factibilidad técnica de los desarrollos”.

La apuesta del Ejecutivo, liderado por Nayib Bukele, contempla no solo la expansión de la red, sino la incorporación de tecnología de última generación. Surf City será la primera subestación en el país con sistema GIS (Gas Insulated Switchgear), una tecnología que reduce el espacio requerido y optimiza el mantenimiento, además de aumentar la capacidad operativa. Según el titular de ETESAL, “El Salvador entra con lo último en tecnología mundial”.

La diversificación de la matriz energética nacional ha sido uno de los ejes de la política impulsada desde 2019. El presidente de ETESAL subrayó que el país cuenta actualmente con cuatro fuentes principales de generación: hidroeléctrica, geotérmica, solar y gas natural, a lo que se suma el primer parque eólico local. Esta diversificación ha permitido a El Salvador evitar problemas de racionamiento y apagones generalizados, una situación que ha afectado recientemente a otros países de la región.

Las altas temperaturas que afectan a El Salvador han elevado de manera significativa la demanda eléctrica, especialmente por el uso intensivo de aires acondicionados en hogares y empresas. Núñez explicó que la empresa ha debido incrementar la capacidad de transformadores y modernizar subestaciones para anticipar picos de consumo y evitar colapsos. “En otros países ya se han producido apagones y racionamientos; en El Salvador, la red está preparada para sostener la demanda”, aseguró.

El plan de expansión de la red nacional contempla también la construcción de una nueva línea de transmisión entre San Miguel y Morazán, así como la instalación de subestaciones estratégicas en la zona oriental y en el circuito costero. Estas obras permitirán cerrar el anillo de transmisión en oriente y mejorar la calidad del suministro en zonas históricamente rezagadas. Núñez adelantó en el programa que la primera piedra para la línea San Miguel-Morazán se colocará antes de fin de año.

Otro componente clave de la estrategia de ETESAL es el Plan Nacional de Almacenamiento, diseñado para mitigar los riesgos de apagones o “blackouts” y reforzar la estabilidad del sistema. El programa contempla la incorporación de sistemas auxiliares similares a grandes UPS, capaces de regular la energía y mantener la continuidad ante sobrecargas o emergencias.

Además, se implementará la tecnología Smart Val, que permite regular los voltajes en las líneas de transmisión y cuyo uso posiciona a El Salvador como pionero en Centroamérica y el segundo país en Latinoamérica en adoptarla.

En los últimos siete años ETESAL ha inaugurado seis nuevas subestaciones y ha renovado la red nacional con tecnología de punta, lo que ha evitado interrupciones graves desde 2019. El avance en infraestructura eléctrica no solo ha asegurado la estabilidad del suministro, sino que también ha reforzado la competitividad del país como destino para inversiones nacionales y extranjeras.

Núñez calificó la subestación Surf City como una de las obras más relevantes del actual gobierno. La inauguración marcará un nuevo hito en la consolidación de la infraestructura energética de El Salvador y en su capacidad para responder a los retos del crecimiento económico y el cambio climático.

Abrir la puerta del refrigerador varias veces al día, especialmente en verano, es un gesto tan habitual que suele pasar desapercibido. Esta acción, que parece inofensiva, impacta de manera directa en el consumo eléctrico del hogar y puede notarse en la factura mensual de luz. Conocer cómo y por qué ocurre este fenómeno es clave para gestionar mejor el uso de este electrodoméstico esencial.

Por qué el refrigerador consume más energía al abrir la puerta

El refrigerador es uno de los equipos que más electricidad utiliza durante todo el año, ya que permanece en funcionamiento continuo las 24 horas del día. Sin embargo, el acto de abrir la puerta, aunque solo sea por unos segundos, cambia de forma significativa el consumo energético del aparato.

Cada vez que se abre la puerta, el aire frío almacenado en el interior se escapa y es reemplazado por aire más cálido del ambiente. El sistema de refrigeración detecta este cambio de temperatura y activa el compresor para enfriar de nuevo el espacio interno. Este proceso requiere energía adicional, y si se repite con frecuencia, el motor debe trabajar durante ciclos más largos y frecuentes.

En los meses de mayor calor, el efecto se intensifica. Si la temperatura de la cocina ronda los 28 o 30 grados, la diferencia con el interior del refrigerador es mucho mayor que en invierno, cuando la estancia puede estar a 18 o 20 grados.

Por eso, cada apertura deja entrar un aire mucho más caliente que el aparato debe expulsar, incrementando el esfuerzo y el consumo eléctrico.

Cómo este hábito impacta la factura de la luz y la vida útil del electrodoméstico

Abrir el refrigerador repetidas veces o dejar la puerta abierta mucho tiempo no solo se traduce en un aumento en el gasto mensual de electricidad, sino que también puede acelerar el desgaste del motor.

El Instituto para la Diversificación y Ahorro de la Energía señala que las aperturas prolongadas pueden hacer que el refrigerador desperdicie hasta un 7 % de la energía que consume, un efecto que se agrava en verano debido al sobreesfuerzo del compresor.

De hecho, el refrigerador puede representar hasta el 18 % del consumo eléctrico anual de una vivienda. Ese porcentaje puede crecer notablemente en los meses cálidos, cuando el aparato debe recuperar el frío perdido con mayor frecuencia y esfuerzo. Este aumento extra, aunque parezca pequeño, se refleja de manera visible en la factura de la luz.

Otros hábitos que incrementan el consumo sin que el usuario lo note

El uso poco eficiente del refrigerador no se limita solo a abrir la puerta varias veces. Hay otros hábitos que afectan su rendimiento y aumentan el gasto energético, muchas veces sin que el usuario lo perciba. Por ejemplo, guardar alimentos aún calientes, sobrecargar el espacio interno o bloquear las salidas de aire frío pueden provocar que el sistema de refrigeración trabaje más de lo necesario.

Estos errores comunes obligan al aparato a compensar los cambios de temperatura interna, lo que se traduce en mayor consumo eléctrico y reducción de la eficiencia energética. Además, en ambientes calurosos o con poca ventilación, el esfuerzo del motor es aún mayor, agravando el problema.

Cómo hacer un mejor el uso del refrigerador y reducir el gasto

Existen medidas simples que ayudan a administrar el uso del refrigerador y a minimizar su impacto en la factura eléctrica. Una de las recomendaciones principales es planificar lo que se va a sacar antes de abrir la puerta, en lugar de decidir con la puerta ya abierta. Esto reduce el tiempo de exposición al aire caliente y disminuye la necesidad de aperturas sucesivas.

Agrupar los alimentos o bebidas que se van a utilizar en una sola apertura también contribuye a reducir la pérdida de frío. Si hay niños en casa, conviene explicarles la importancia de no abrir la puerta por costumbre, ya que ese gesto repetido pesa mucho más en verano.

Otra acción clave es organizar los alimentos para que estén a la vista y se encuentren fácilmente. De este modo, se evita buscar durante demasiado tiempo con la puerta abierta. Además, es útil revisar periódicamente el estado de las gomas de sellado y asegurarse de que la puerta cierre correctamente, ya que cualquier fuga de aire frío aumenta el consumo de energía.

El calor extremo en Central Park se convirtió en el epicentro de una ola que azota el noreste de Estados Unidos, con una temperatura prevista de 38 °C (100 °F).

Esa cifra igualaría el récord absoluto para esa fecha, fijado en 1966, y refleja la magnitud del fenómeno que presionó a la ciudad de Nueva York y a toda la región circundante.

En este episodio, la sensación térmica en Central Park y sus alrededores podría alcanzar valores entre 40,5 °C y 46,1 °C (105 °F y 115 °F) por la alta humedad, según el Servicio Meteorológico Nacional. Esta combinación incrementó los riesgos para la salud, en especial entre quienes debieron permanecer al aire libre.

Las autoridades declararon la emergencia por calor en la ciudad, y el alcalde Zohran Mamdani instó a los residentes a limitar las actividades en exteriores, sobre todo durante las horas centrales del día.

Los quioscos LINK NYC orientaron a los neoyorquinos hacia centros de enfriamiento cercanos, mientras continuaron los llamados a evitar la exposición prolongada en espacios abiertos como Central Park.

Efectos en la ciudad y advertencias vigentes

La ola de calor no solo representó un desafío para quienes visitaron el corazón verde de Manhattan.

Las temperaturas elevadas redujeron la capacidad del parque de funcionar como refugio climático: la humedad y la falta de alivio nocturno, con mínimas de hasta 26,7 °C (80 °F) en zonas próximas, complicaron la recuperación del organismo durante la noche.

El Servicio Meteorológico Nacional emitió advertencias para la ciudad de Nueva York, el Valle Bajo del Hudson y Long Island, y señaló que la vigilancia se mantendría al menos hasta el viernes.

Según el pronóstico de AccuWeather, el riesgo de alcanzar 38 °C en Central Park persistió durante varios días, con ese espacio como uno de los puntos de referencia del episodio.

Para responder a estas condiciones, la gobernadora Kathy Hochul informó que el estado reforzó la coordinación con centros de enfriamiento y supervisó de cerca el sistema eléctrico para evitar cortes, ante el aumento de la demanda por aire acondicionado en los alrededores de Central Park y en toda la ciudad.

Presión sobre energía y transporte en el noreste

El calor récord en Central Park se insertó en una ola que afectó a la red eléctrica y al transporte. PJM Interconnection, el mayor operador del país, proyectó un consumo superior a los 166 gigavatios, lo que activó medidas de emergencia para evitar interrupciones masivas.

El operador ISO New England pidió a los usuarios reducir el consumo durante las horas pico, mientras que Con Edison solicitó colaboración ciudadana para preservar el suministro.

Las temperaturas extremas también alteraron la vida diaria: pueden deformar carreteras, expandir rieles ferroviarios y dificultar el funcionamiento normal de los servicios de transporte.

Delta Air Lines suspendió los cargos por cambios de vuelo en el aeropuerto LaGuardia, y Amtrak advirtió sobre posibles retrasos ferroviarios, con impacto en quienes buscaron alternativas para desplazarse durante la ola de calor.

Un episodio regional con múltiples récords en riesgo

El récord previsto en Central Park no fue un hecho aislado. Ciudades como Washington y Trenton también enfrentaron máximas elevadas, mientras que en Maine la localidad de Caribou podría romper una marca vigente desde 1914.

La presión se extendió a la infraestructura energética, con subas en el precio de la electricidad de hasta 244% en Nueva Inglaterra y picos superiores a USD 1.500 por megavatio-hora en la red PJM.

La ola alcanzó tal magnitud que más de 142,7 millones de personas quedaron bajo advertencias de calor extremo y se previó que hasta 411 récords diarios estuvieran en juego en la mitad oriental del país hasta el feriado del 4 de julio.

En síntesis, el calor en Central Park funcionó como una referencia visible de una crisis más amplia que puso a prueba tanto la salud de la población como la infraestructura de una de las regiones más densamente pobladas de Estados Unidos.

Las autoridades sostuvieron la vigilancia y la respuesta coordinada, mientras se esperaba que el sistema de alta presión, causante del domo de calor, comience a debilitarse hacia la próxima semana y permita una recuperación progresiva de la ciudad y su parque más conocido.

En un intento por reforzar la prevención de la corrupción y la inserción de la Argentina en el comercio mundial, el Ente Nacional Regulador del Gas y la Electricidad (ENReGE) obligó a las empresas del sector que estén bajo jurisdicción federal a inscribirse en el Registro de Integridad y Transparencia para Empresas y Entidades (RITE), que depende de la Oficina Anticorrupción.

La decisión, comunicada este jueves por la entidad que el año pasado unificó a los anteriores Enargas y Enre, dispuso un plazo de un año para adherirse, a la vez que vincula la medida con la adopción de estándares internacionales promovidos por la Organización para la Cooperación y el Desarrollo Económicos (OCDE).

La medida quedó formalizada en la Resolución N° 199/2026 y alcanza a las licenciatarias de transporte y distribución de gas natural y a las concesionarias de transporte y distribución de electricidad de jurisdicción federal. El texto, que también se publicó en el Boletín Oficial, menciona que “son de público conocimiento causas judiciales que tramitan actualmente en el fuero Federal Criminal y Correccional y que se vinculan con el tema objeto de este acto”.

Para el resto de los actores de la industria del gas definidos en la Ley N° 24.076 y para los agentes y actores del mercado eléctrico reconocidos por la Ley N° 24.065, la norma no impone una obligación sino una invitación, con un plazo de adhesión de dos años desde la entrada en vigencia de la resolución.

El directorio del ente —integrado por el vicepresidente Vicente Serra, el vocal primero Marcelo Nachón, la vocal segunda Griselda Lambertini y el vocal tercero Sergio Falzone— encuadró la medida dentro de los lineamientos de la Organización para la Cooperación y el Desarrollo Económicos (OCDE) para la inserción de la Argentina en el comercio mundial, en línea con lo previsto en el artículo 3° del Decreto 70/2023.

Quienes cuenten con certificaciones ISO 37001 o ISO 37301 —los estándares internacionales de gestión antisoborno y cumplimiento normativo— quedan eximidos de la inscripción al RITE, aunque deben informar esa situación al ENReGE.

El RITE funciona desde diciembre de 2022 como “plataforma online, gratuita y de adhesión voluntaria, destinada a ayudar a organizaciones de todos los tamaños a desarrollar, mejorar y registrar sus programas de integridad y su vinculación con distintos organismos del Estado”, explicó el EnReGe. Reúne a más de 224 entidades distribuidas en todo el país, de las cuales el 80,6% son privadas. Cuenta con el respaldo del Banco Interamericano de Desarrollo (BID) y del Programa de Naciones Unidas para el Desarrollo (PNUD). Ya había sido exigido como requisito en la licitación del Gasoducto Perito Francisco Pascasio Moreno, impulsada por la Secretaría de Energía en mayo de 2025, y en procesos licitatorios de los ministerios de Desarrollo Humano y Salud.

El ente regulador

El ENReGE nació en julio de 2025 como parte del proceso de simplificación administrativa impulsado por la Ley de Bases, con el objetivo de unificar las funciones que antes ejercían por separado el Ente Nacional Regulador del Gas y el Ente Nacional Regulador de la Electricidad. El organismo quedó bajo la órbita de la Secretaría de Energía.

Desde su conformación, el proceso de designación de directores enfrentó dificultades por los elevados requisitos de calificación profesional exigidos para los cargos y por el congelamiento salarial en el sector público.

Poco más de un mes atrás, el pasado 1 de junio, se conoció la renuncia de Néstor Marcelo Lamboglia a la presidencia del ente. Habían pasado menos de 30 días desde que había sido designado al cargo por un período de cinco años. Antes de ese puesto, se desempeñaba como interventor del Ente Nacional Regulador de la Electricidad. Su salida dejó a Serra al frente del organismo.

Como medida preventiva para garantizar el abastecimiento eléctrico, el Centro Nacional de Despacho (CND) de la Empresa de Transmisión Eléctrica, S.A. (ETESA) suspendió las exportaciones de hasta 200 megavatios de energía hacia Centroamérica, una decisión orientada a preservar las reservas de agua utilizadas para la generación hidroeléctrica y asegurar el suministro para la demanda nacional.

La medida responde a los bajos niveles registrados en los embalses de Fortuna y Bayano, dos de las principales fuentes de generación del país. Según explicó ETESA, la decisión fue adoptada luego de recibir un informe técnico del Instituto de Meteorología e Hidrología de Panamá (IMHPA), que evaluó el comportamiento de las condiciones hidrológicas y su impacto sobre la disponibilidad de recursos.

La empresa estatal indicó que continuará monitoreando de manera permanente la evolución de las reservas y las condiciones operativas del Sistema Interconectado Nacional (SIN), con el objetivo de adoptar nuevas acciones si las condiciones climáticas continúan deteriorándose de forma evidente durante las próximas jornadas.

La suspensión de las exportaciones no implica restricciones para los consumidores panameños. Por el contrario, busca evitar que el país llegue a un escenario en el que sea necesario adoptar medidas más drásticas para proteger el abastecimiento eléctrico interno frente a la escasez hídrica.

La decisión revive un precedente reciente. En 2024, Panamá también suspendió temporalmente las exportaciones de energía hacia el Mercado Eléctrico Regional debido a la fuerte sequía provocada por el fenómeno de El Niño, que redujo considerablemente los aportes de agua a los principales embalses del territorio nacional.

Este año, sin embargo, el contexto genera mayor preocupación. Diversos centros internacionales de monitoreo climático han advertido que el calentamiento de las aguas superficiales del océano Pacífico ha alcanzado niveles históricamente elevados, lo que podría traducirse en un episodio de El Niño de mayor intensidad y duración.

Los datos operativos muestran que las reservas ya reflejan esa presión. El embalse de Fortuna registra un nivel de 1,019.67 metros sobre el nivel del mar, equivalente a apenas el 39% de su capacidad. Más crítica es la situación del lago Bayano, que se encuentra en 52.54 metros sobre el nivel del mar, apenas un 20% de su rango operativo.

La importancia de ambas instalaciones es estratégica para el sistema. Aunque Panamá cuenta con generación térmica, eólica y solar, la hidroelectricidad continúa representando uno de los pilares de la matriz energética, por lo que una reducción prolongada obliga a utilizar plantas térmicas de mayor costo de operación.

Las cifras oficiales de la Contraloría General muestran que, pese a las dificultades, Panamá incrementó sus exportaciones eléctricas durante el primer tramo del año. Entre enero y mayo de 2026, el país exportó 650.0 millones de kilovatios-hora, lo que representa un crecimiento acumulado del 102.6% en este rubro comercial.

Ese aumento se produjo en un contexto de mayor producción. Entre enero y mayo, la generación total de electricidad alcanzó los 5,842.8 millones de kilovatios-hora, un incremento del 7.9%, mientras que la energía facturada en el mercado interno creció un 3%.

Las estadísticas históricas reflejan que las ventas internacionales son altamente sensibles al clima. En 2024, las exportaciones casi se detuvieron en el primer semestre y cerraron en 593.5 millones de kilovatios-hora, cifra que casi se duplicó en 2025 hasta alcanzar 1,178.2 millones de kilovatios-hora.

Por ahora, ETESA insiste en que la prioridad será preservar la seguridad energética nacional. El comportamiento de las lluvias durante las próximas semanas será determinante para conocer si la suspensión de las exportaciones será una medida temporal o si deberá extenderse en el tiempo.

Con una inversión de RD 962.9 millones (USD 14.7 millones) se iniciará un programa de modernización de la red eléctrica en la provincia de Peravia, que beneficiará a más de 46,000 usuarios. La iniciativa está a cargo de Edesur Dominicana y cuenta con financiamiento del Banco de Desarrollo de América Latina (CAF). El objetivo principal es fortalecer y actualizar la infraestructura de distribución eléctrica para mejorar la calidad y estabilidad del servicio en diferentes localidades de la provincia.

El proyecto se desarrollará en el circuito BANP102. Está prevista la construcción de 72.19 kilómetros de redes de media tensión y 22.79 kilómetros de redes de baja tensión. Además, se instalarán 735 transformadores y 2,557 postes para reforzar el tendido eléctrico existente. Estas acciones buscan aumentar la capacidad y cobertura del sistema de distribución en la zona de intervención.

Entre los componentes del plan se incluye la colocación de 2,670 luminarias tipo led en ubicaciones estratégicas. El propósito de esta medida es mejorar la iluminación en espacios públicos, lo que podría contribuir a una mayor visibilidad y seguridad en las áreas beneficiadas. Por otra parte, se incorporarán 2,123 Módulos de Medición Concentrados en Altura (MCA), dispositivos equipados con tecnología orientada a reforzar la seguridad en la medición y el control del consumo eléctrico. Estos módulos están diseñados para dificultar prácticas fraudulentas y mejorar la eficiencia del registro energético.

El programa contempla también la instalación de 806 micromedidores en transformadores, con el fin de obtener registros más precisos de la energía servida. Este recurso técnico permitirá tener un mejor control sobre el flujo eléctrico y facilitará el monitoreo de la energía en tiempo real. La normalización de 18,703 suministros forma parte de las metas establecidas, proceso que incluye la regularización técnica y administrativa de los puntos de conexión.

Se prevé que la actualización de la infraestructura, sumada al monitoreo y control remoto de la energía suministrada, ayude a reducir las pérdidas técnicas y no técnicas en el sistema eléctrico. A su vez, estas acciones permitirán optimizar la atención a los usuarios, facilitando la detección y respuesta ante eventuales incidencias en el servicio.

Comunidades y alcance de la intervención

Las comunidades beneficiadas por el programa abarcan sectores como El Maní, La Colonia, El Fundo (Mirador Norte), Centro del Pueblo (parcial), El Invi, Fundación de Peravia, La Saona, Los Barrancones, Las Laderas del Cucurucho y Brisa de Guazuma, entre otras. El alcance de la intervención busca que usuarios de distintas zonas experimenten mejoras tangibles en la calidad del suministro y en la gestión del servicio eléctrico.

La presentación de los detalles del programa tuvo lugar en la Gobernación provincial de Peravia. Al encuentro asistieron ejecutivos de la empresa y autoridades locales, entre ellos el gerente general de Edesur, José Luis Actis, la gobernadora Angela Yadira Báez, el alcalde de MatanzasRaúl Antonio Batista Mordán y la presidenta del Consejo de Regidores de BaníCarolina Díaz, junto a otros representantes provinciales.

El impacto del proyecto se determinará durante la ejecución de las obras y la instalación de los sistemas planificados, incluyendo el monitoreo remoto, la nueva red de distribución y la normalización de suministros. Los resultados estarán sujetos al desarrollo de estas acciones en las comunidades incluidas y a la implementación efectiva de cada componente técnico previsto en el programa.

El tramo ferroviario de Buttes, en el cantón suizo de Neuchâtel, acoge desde abril de 2025 la primera instalación de paneles solares desmontables sobre una vía en servicio. La iniciativa, desarrollada por la empresa Sun-Ways, consiste en módulos fotovoltaicos colocados entre los raíles, sobre las traviesas, a lo largo de cien metros de vía. La principal particularidad de este sistema es que los paneles se pueden retirar con facilidad en caso de que sea necesario realizar operaciones de mantenimiento en la infraestructura ferroviaria.

Según Joseph Scuderi, fundador de Sun-Ways, “hemos alcanzado nuestros objetivos, tanto en materia de seguridad ferroviaria como de producción eléctrica”. Explica que más de 11.000 trenes han circulado por encima de los paneles solares y que la instalación ha resultado “perfectamente estable y segura durante su paso”. La electricidad generada se inyecta directamente en la red eléctrica local. Desde el 20 de mayo de 2025, la planta ha producido más de 16.000 kilovatios hora, lo que equivale al consumo anual de tres o cuatro hogares suizos. Este resultado se ha registrado a pesar de una parada de cerca de un mes, motivada por la nieve y por trabajos de integración técnica.

Los 5.320 kilómetros de red ferroviaria suiza podrían proporcionar electricidad a 300.000 hogares al año

De acuerdo con los cálculos de la empresa, los 5.320 kilómetros de red ferroviaria suiza, descontando túneles y tramos poco soleados, podrían llegar a generar hasta mil millones de kilovatios hora al año. Esta cifra representa el consumo de unos 300.000 hogares, aproximadamente el 2% de la electricidad utilizada en el país.

El mantenimiento de los paneles es algo que se ha tenido en cuenta desde el inicio del proyecto. Según Scuderi, en un primer momento se pensó en utilizar un cepillo cilíndrico montado en la parte trasera de un tren para eliminar el polvo acumulado. Sin embargo, explica que “nos dimos cuenta de que cada vez que pasa un tren, se produce una corriente de aire que barre todo el polvo”. En este tramo, los trenes alcanzan velocidades de hasta 90 kilómetros por hora. Otro elemento destacado es la rapidez en el desmontaje: hay herramientas específicas que permiten retirar un módulo de tres paneles, de seis metros de longitud, y desconectarlo de la red en unos diez minutos. “Este aspecto es clave cuando hay que sustituir traviesas o realizar trabajos de soldadura en los raíles”, señala Scuderi.

La empresa pública TransN, responsable del tramo de Buttes, confirma que el sistema fotovoltaico no ha generado incidencias en la operación diaria. “No ha habido conflictos con la infraestructura, el mantenimiento ni el tráfico de trenes”, indica Aline Odot, portavoz de TransN. Tampoco se han detectado problemas de deslumbramiento entre los maquinistas, una cuestión que suele plantearse en relación a este tipo de tecnología. Los Ferrocarriles Federales Suizos, que gestionan la mayor parte de la red, siguen el desarrollo del proyecto, aunque no participan en él. Su estrategia se orienta a instalar paneles solares en edificios, pantallas acústicas y centros de mantenimiento, no entre los raíles.

El modelo desarrollado por Sun-Ways ha despertado interés fuera de Suiza. La Agencia Suiza para la Promoción de la Innovación respalda el proyecto y, desde febrero, la empresa ferroviaria francesa SNCF ha firmado un acuerdo de cooperación técnica con la compañía suiza. El objetivo es analizar el impacto de una planta solar desmontable entre los raíles sobre las operaciones de mantenimiento. Scuderi considera a SNCF “un socio clave”: “El potencial en Francia es enorme y dará visibilidad a nuestro trabajo en Suiza”. La SNCF gestiona unos 28.000 kilómetros de líneas ferroviarias y aspira a cubrir el 20% de su consumo energético con energía fotovoltaica antes de 2030.

En Italia, la gestora pública Rete Ferroviaria Italiana estudia la puesta en marcha de un proyecto piloto antes de final de año. Para Scuderi, el contexto es favorable, ya que la empresa italiana busca incorporar grandes cantidades de energía solar a la red de tracción ferroviaria. Hasta ahora, este objetivo implicaba construir plantas cerca de las vías, lo que requiere largos procedimientos de expropiación. La instalación sobre la propia vía permitiría evitar estos trámites.

El desarrollo de esta tecnología plantea algunos desafíos técnicos. Julien Pouget, profesor asociado en la Universidad de Ciencias Aplicadas del Valais, señala que para tramos superiores a 500 metros se necesita una arquitectura eléctrica específica. El reto principal es elevar la electricidad a alta tensión para su transporte a larga distancia. Este asunto se tratará en agosto en París, en el Consejo Internacional de Grandes Sistemas Eléctricos.

Scuderi aspira a acortar la duración del proyecto piloto en Buttes, que la Oficina Federal de Transportes ha establecido en tres años, y a obtener la aprobación definitiva en el menor plazo posible. “Hemos demostrado que la planta solar entre los raíles es segura. Cuanto antes logremos la aprobación final, antes podrán avanzar nuestros socios en el extranjero”. Si la iniciativa se consolida, miles de kilómetros de vías férreas podrían convertirse en una fuente adicional de energía.

Mediante un par de resoluciones publicadas en Boletín Oficial, el Gobierno avanzó con los aumentos en los servicios del mes de julio.

En cuanto a la luz, el Ente Nacional Regulador del Gas y la Electricidad (ENReGE) dispuso cuáles serán las nuevas tarifas para Edenor y Edesur.

Los ajustes alcanzan tanto a usuarios residenciales con y sin subsidio como a otras categorías de consumo y, para el cálculo, el organismo toma en cuenta la evolución del Índice de Precios Internos al por Mayor (IPIM) y el Índice de Precios al Consumidor (IPC). En el mes de referencia, ambos índices arrojaron variaciones de 2,51% y 2,15%, lo que derivó en un ajuste del componente de distribución del 2,39% para las dos empresas como punto de partida.

De acuerdo con la información suministrada en las resoluciones 205/2026 y 206/2026, Edenor registró un incremento que elevó su ajuste total del Costo Propio de Distribución (CPD) al 2,95%; mientas que Edesur subió su CDP un 2,76%. Los usuarios residenciales con subsidio verán reflejado en su boleta el monto correspondiente bajo el rótulo “Subsidio Estado Nacional”.

Usuarios de Edesur

En los anexos de la normativa se detalla por ejemplo, los valores que rigen para los hogares que no reciben subsidio del Estado: desde este mes pagarán un cargo variable de $153,935 por kWh en la franja de menor consumo —hasta 150 kWh mensuales—, con un cargo fijo de $1.674,55 por mes. A medida que el consumo sube, la tarifa escala. Los comercios y la categoría general también actualizan sus valores.

Los clubes de barrio y de pueblo, junto con las entidades de bien público, tienen un cuadro tarifario propio que los equipara a los usuarios residenciales con subsidio. En la franja más baja, figura el cargo variable es de $68,531 por kWh, el mismo valor que rige para los hogares subsidiados.

Usuarios de Edenor

En el noroeste de CABA y los municipios del norte y noroeste del AMBA, la distribuidora detalló los valores en los anexos que acompañan la medida.

Para hogares que reciben subsidio del Estado, la tarifa de julio mantiene el subsidio que cubre únicamente los primeros 300 kWh consumidos cada mes, detallado más abajo, y el excedente se factura a precio pleno.

En la franja más baja —hasta 150 kWh—, el cargo variable con subsidio es de $69,303 por kWh, pero ese valor prácticamente se duplica a $155,504 por kWh para el consumo que supera ese umbral en la categoría R2.

El esquema en los clubes de barrio y de pueblo, es igual, acceden a un cuadro tarifario propio que los equipara a los hogares con subsidio. En la franja más baja, el cargo variable es de $69,303 por kWh, y escala hasta $100,542 por kWh en el tramo de mayor consumo.

Gas

El ENReGE aprobó también los nuevos cuadros tarifarios para las distribuidoras de gas con aumentos que irán a la par de las bonificaciones extraordinarias para los usuarios con subsidios focalizados.

Los ajustes quedaron asentados mediante la resolución 175/2026 de Metrogas Sociedad Anónima, y la 204/2026 correspondiente a Naturgy BAN S.A.

En los documentos que se encuentran dentro de las normativas, se diferencian a los usuarios residenciales en categorías según su nivel de consumo mensual (R1, R2 y R3, con subcategorías, y R4 para los consumos más altos).

A modo de explicación, para los usuarios sin subsidio de Metrogas en Capital Federal, el cargo fijo mensual es de $22.606,14 para las categorías R1 a R3, y de $85.449,38 para R4.

Para los usuarios de Naturgy BAN en la subzona Buenos Aires Norte sin subsidio, el cargo fijo mensual es de $19.694,91 para las categorías R1 a R3, y de $74.776,64 para R4. Los usuarios que no tienen subsidio, pero acceden a una tarifa diferencial del 70% pagan proporciones menores

Bonificaciones

En paralelo, la Secretaría de Energía prorrogó la bonificación extraordinaria del 25% sobre el consumo de gas para los hogares beneficiarios del régimen de Subsidios Energéticos Focalizados (SEF), “a fin de asegurar la gradualidad de la reestructuración del régimen de subsidios energéticos y la previsibilidad de los montos de facturación de los servicios”, argumentaron en el texto.

La resolución también se oficializó en Boletín Oficial y alcanza a usuarios de gas natural y gas propano indiluido por redes. En cuanto a los usuarios de electricidad, el beneficio es diferente: una bonificación del 16,59% sobre un consumo base de 300 kWh mensuales, “con la intención de morigerar el impacto tarifario”, indicaron.

El Ente Nacional Regulador del Gas y la Electricidad (ENARGAS) deberá implementar los cambios en los cuadros tarifarios y notificar a distribuidoras y licenciatarias. También quedan incluidas entidades de bien público, clubes de barrio y organizaciones sin fines de lucro.

El avance de las energías renovables en Perú encuentra obstáculos significativos por la ausencia de infraestructura suficiente en transmisión eléctrica y abastecimiento de gas natural, según advirtió ORYGEN en el marco de la próxima Expo Energía Perú 2026.

El desarrollo de estas tecnologías, considerado estratégico para diversificar la matriz energética nacional, depende de la superación de brechas estructurales que hoy limitan su expansión y competitividad.

Brechas estructurales en el sistema eléctrico de Perú

La rápida expansión de proyectos solares y eólicos ha sido limitada por la falta de líneas de transmisión capaces de transportar energía desde las zonas de generación hacia los principales centros de consumo.

Según el tenedor de Wayra Solar (Ica) y Clemesí (Moquegua), esta situación impide que la electricidad generada por fuentes renovables llegue a los usuarios, incluso cuando existe un potencial competitivo para su desarrollo.

A esto se suma la dependencia del gas natural como respaldo del sistema, energético cuya disponibilidad enfrenta incertidumbres logísticas y contractuales.

El gerente de Asuntos Externos de ORYGEN, Orlando Mercado, destacó en un comunicado que la transición energética peruana requiere reglas claras, inversión oportuna y una planificación integral para aprovechar los recursos renovables y la demanda creciente.

Sin la infraestructura necesaria, los proyectos de generación quedan relegados y el suministro eficiente para los usuarios no se materializa, explicó el portavoz.

Servicios complementarios: el eslabón crítico

Uno de los puntos críticos señalados por los especialistas es el desarrollo de un mercado de servicios complementarios.

Estos servicios, esenciales para la operación segura y estable del sistema eléctrico, incluyen el control de frecuencia, la regulación de voltaje y la provisión de reservas ante eventos inesperados.

La entrada masiva de renovables, cuya producción puede variar según condiciones climáticas, incrementa la necesidad de estos servicios técnicos.

A pesar de los avances normativos recientes, como la aprobación de la Ley 32249, el sector eléctrico peruano aún carece de mecanismos sólidos y competitivos para asegurar la provisión eficiente de servicios complementarios.

La ausencia de este soporte técnico pone en riesgo la estabilidad del sistema y dificulta la integración de nuevas tecnologías y actores al mercado, según lo expuesto por ORYGEN en el evento.

Desafíos regulatorios y expectativas de inversión

El nuevo marco legal, impulsado por la no reglamentada Ley 32249, busca modernizar el mercado eléctrico, fomentar una mayor competencia e incorporar tecnologías innovadoras.

De acuerdo con la visión de ORYGEN, su implementación efectiva representa una oportunidad para atraer inversiones, fortalecer la seguridad energética y garantizar la atención de la demanda futura.

Sin embargo, el éxito de estas reformas depende de la aceleración de proyectos de infraestructura, la eliminación de cuellos de botella regulatorios y la creación de condiciones que incentiven la contratación eficiente de energía.

El desarrollo de proyectos renovables no convencionales, como la generación solar y eólica, enfrenta obstáculos adicionales derivados de la falta de expansión en las redes de transmisión y del abastecimiento limitado de gas natural.

Para el generador peruano, mientras el gas siga siendo el principal respaldo del sistema, es fundamental garantizar su disponibilidad ante eventos críticos que puedan comprometer la seguridad del suministro.

La Comisión de Tecnología, Turismo e Inversión de la Asamblea Legislativa de El Salvador avaló este lunes dictámenes favorables a reformas que redistribuyen competencias en el sector eléctrico. Tras la exposición de Daniel Álvarez Campos, director general de Energía, Hidrocarburos y Minas (DGHM) y presidente de la Comisión Hidroeléctrica del Lempa (CEL), la iniciativa traslada atribuciones energéticas.

Durante la sesión, la presidenta de la comisión, Dania González, presentó los expedientes relativos a la ley de creación de la DGEHM y a la ley de creación de la Superintendencia General de Electricidad y Telecomunicaciones (SIGET). Ambos buscan dar mayor claridad a las competencias estatales en el sector eléctrico y consolidar un marco institucional más integrado y ágil.

Álvarez explicó que la reforma busca trasladar las atribuciones de la SIGET vinculadas con electricidad hacia la DGEHM, mediante cambios en los artículos uno y dos de la ley vigente. También detalló que se creará una comisión especial para coordinar la transición, con un plazo máximo de seis meses para trasladar expedientes, registros e información. “No se trata de centralizar el sector energético, sino de ordenarlo. El proceso permitirá dar mayor certeza jurídica a inversionistas y consolidar la diversificación de la matriz energética”, afirmó ante los diputados.

Alcance de la transición institucional

El funcionario señaló que, aunque la DGEHM asumirá nuevas responsabilidades, los procesos judiciales en materia de electricidad permanecerán bajo la SIGET. En cambio, los procedimientos administrativos en trámite pasarán a la dirección a partir de la vigencia del decreto.

Sobre la situación del personal, indicó que solo una parte será transferida, según las necesidades de la nueva estructura, y que la reforma prevé mecanismos para realizar esos cambios de forma ordenada. Las reformas también contemplan la transferencia de activos, archivos y recursos, así como la continuidad administrativa de los expedientes en trámite. El Ministerio de Hacienda deberá ajustar las asignaciones presupuestarias correspondientes.

Argumentos a favor y observaciones en comisión

Varios diputados respaldaron la iniciativa y plantearon la necesidad de adaptar las instituciones públicas y la regulación a los retos del sector energético. William Soriano, miembro de la comisión, sostuvo que la energía constituye la base del país y que la modernización y la claridad en las competencias estatales favorecen la inversión y el crecimiento económico. “Un sector de energía ordenado con reglas claras genera mayor certeza jurídica”, dijo.

El dictamen leído durante la comisión señala que las reformas se fundamentan en los artículos 101 y 102 de la Constitución, que establecen la promoción del desarrollo económico y social y la defensa del interés de los consumidores. El documento plantea evitar superposiciones funcionales y fortalecer la seguridad jurídica mediante la eliminación de disposiciones que ya no corresponden a la estructura institucional.

La comisión también abordó observaciones sobre la dualidad de cargos de Álvarez, quien dirige tanto la DGEHM como la CEL. Claudia Ortiz, diputada opositora, advirtió que la concentración de funciones regulatorias y de generación en una misma persona podría plantear posibles conflictos de interés, por lo que sugirió a la Asamblea dar seguimiento a esa situación.

Cambios para la SIGET y trámite legislativo

El segundo dictamen aprobado corresponde a la reforma de la ley de creación de la SIGET, que delimita su ámbito de actuación exclusivamente al sector de telecomunicaciones y excluye las competencias en electricidad.

De ese modo, la SIGET se enfocará en la regulación de las telecomunicaciones, mientras la DGEHM quedará a cargo de las atribuciones en el sector eléctrico. Ambos proyectos fueron aprobados por mayoría y pasarán a consideración del pleno legislativo para su ratificación.

España se enfrenta a una tormenta perfecta. El aumento sostenido de los fenómenos climáticos extremos, combinado con una infraestructura eléctrica envejecida y una cada vez más elevada tasa de vulnerabilidad energética, provoca que el país se encuentre en una situación especialmente frágil. Según el informe The Global Energy Outage Report elaborado por iSelect, España es el sexto país del mundo, y el segundo de Europa solo por detrás de Italia, con mayor riesgo de sufrir apagones energéticos.

El estudio advierte de que el problema del sistema español radica en su alta exposición a los desastres climáticos. El indicador Climate Risk Score otorga a España una puntuación de 22,13, cifra que duplica el riesgo de otras potencias europeas como Alemania (10,93). Una vulnerabilidad que es fruto de las constantes amenazas de DANAs, sequías extremas y olas de calor.

“La demanda energética aumenta mucho los picos de demanda, y el estado de la red no puede sostenerla porque necesita mejoras”, asegura a Infobae Cecilia Foronda, ingeniera química y responsable de la Dirección de Acción para la Transición Ecológica Justa de la fundación ECODES. La necesidad de absorber la creciente energía de los parques eólicos y fotovoltaicos, unida a los picos de consumo estivales, “hace que sea una combinación perfecta para ponernos en riesgo”, alerta Foronda.

“La pobreza energética en verano es un problema cada vez mayor”

A la debilidad estructural se suma la crisis social. El informe señala que un 17,43% de la población española se encuentra en situación de vulnerabilidad, lo que significa que casi uno de cada cinco españoles sufriría un crítico impacto ante un corte de suministro. Un dato que coincide con las cifras oficiales del Ministerio para la Transición Ecológica (MITECO): En 2024, el 17,2% de los hogares destinó un gasto desproporcionado al pago de sus facturas, el 12,6% sufrió pobreza energética escondida y el 17,6% de la población fue incapaz de mantener una temperatura adecuada en su hogar durante el invierno.

Sin embargo, el calentamiento global está provocando que, además de las temperaturas, también cambie el panorama de la vulnerabilidad energética. “Hasta ahora, la pobreza energética había sido estacional y se concentraba mucho en invierno. Pero, a día de hoy, ha dejado de ser un problema solo de los meses de frío”, subraya Cecilia Foronda. Y es que, según la ingeniera, el porcentaje de españoles que sufren pobreza energética “aumenta hasta el 33% en verano”.

“La pobreza energética en verano es un problema cada vez más relevante que en invierno para nuestro país, porque los veranos son cada vez más duros y los inviernos más suaves”, matiza la responsable de ECODES. Con este escenario, un fallo en la red en plena ola de calor podría provocar consecuencias sanitarias y sociales devastadoras. “Si hubiera un apagón prolongado, lo que ocurriría es que serían muchas más las personas que sufrirían pobreza energética en verano, porque no tienen equipos, y otras muchas que sí lo tienen tampoco pueden ponerlo, porque no podrían pagar las facturas”, lamenta Foronda.

“Electrificar todo nuestro sistema es la forma de tener independencia energética”

Pero no todo es negativo. España destaca como líder indiscutible en la transición ecológica, logrando que las energías renovables cubran ya el 47% de la demanda eléctrica nacional, y superando a otros países del continente como Italia (40,97%) o Alemania (39,38%). Este fuerte despliegue de las renovables, sumado a medidas estatales como la excepción ibérica y el refuerzo del Bono Social Eléctrico —que recibieron más de 1,69 millones de hogares vulnerables en 2025—, ha permitido contener los costes energéticos. Nuestro país registró en 2024 unos precios de electricidad un 16% inferiores a la media de la Unión Europea.

Sin embargo, generar energía limpia y barata no sirve de nada si no cuentan con una red eléctrica a la altura. “España a lo que se dirige es a la electrificación de todo nuestro sistema, que es la única forma de tener independencia energética”, afirma Foronda, pero insiste en que, para lograr este objetivo, nuestro país debe “aumentar y mejorar la capacidad de la red eléctrica”.

Y para blindar nuestra economía frente a los apagones, la experta de ECODES aclara que “lo que hay que hacer es mejorar la red y los sistemas de almacenamiento, e ir hacia un modelo de producción de energía y de consumo más distribuido, en lugar de centralizarlo en grandes parques”. La creación de comunidades energéticas locales a lo largo de España permitiría que la población no se viera tan afectada ante cortes de suministro.

En cuanto a acciones, Foronda aclara que “el sector eléctrico lo que tendría que hacer es apostar realmente por las renovables, por los sistemas de almacenamiento de forma autónoma con sus propios recursos, y tratar de no prolongar las tecnologías apoyadas por combustibles fósiles”. Y, de igual manera, pide al Gobierno y las empresas que dejen atrás la energía nuclear e inviertan masivamente en renovables y en “la mejora de la red eléctrica”.

La Comisión de Tecnología, Turismo e Inversión aprobó reformas a la ley que regula la Superintendencia General de Electricidad y Telecomunicaciones (SIGET), con el objetivo de delimitar sus competencias exclusivamente al sector de telecomunicaciones. La medida busca reorganizar el marco institucional estatal y transferir a la Dirección General de Energía, Hidrocarburos y Minas (DGEHM) las atribuciones en materia de electricidad.

Durante la sesión de la Comisión de Tecnología, Turismo e Inversión, los diputados dieron luz verde a una propuesta que modifica el título de la ley para denominarla “Ley de Creación de la Superintendencia General de Telecomunicaciones”. El cambio establece que la SIGET solo ejercerá funciones regulatorias sobre el sector de las telecomunicaciones, mientras que las responsabilidades en electricidad pasarán a la DGEHM, entidad adscrita al Ministerio de Economía.

El director general de Energía, Hidrocarburos y Minas y presidente de la Comisión Ejecutiva Hidroeléctrica del Río Lempa (CEL), Daniel Alejandro Álvarez Campos, explicó ante la comisión que la reforma “traslada todas las atribuciones que tiene la SIGET en materia de electricidad únicamente, para consolidar un marco institucional más integrado y coherente con los objetivos estratégicos del sector”. Álvarez detalló que la transición se hará a través de una comisión especial y tendrá un plazo máximo de seis meses para completar el traslado de expedientes, registros y recursos.

En el debate, varios legisladores defendieron la iniciativa oficialista. El diputado William Soriano afirmó que “la energía es la columna vertebral de un país”, y consideró que la reforma “obedece también a la planificación que tiene el Gobierno del presidente Nayib Bukele”. Señaló que centralizar las competencias regulatorias en la DGEHM permitirá “mayor certeza jurídica para los inversionistas y reglas claras para el sector”.

La diputada Elisa Rosales leyó el dictamen favorable de la comisión, en el que se argumenta que “la propuesta fortalece la coordinación entre las instituciones públicas al evitar la duplicidad de funciones y optimizar el uso de los recursos del Estado”. El documento también subraya que la actualización legal busca “armonizar el contenido de la ley con la redistribución de competencias vigente, fortaleciendo la seguridad jurídica mediante la eliminación de disposiciones que ya no corresponden a la estructura institucional”.

El nuevo marco legal establece que la SIGET será responsable únicamente de la aplicación de normas internacionales y nacionales sobre telecomunicaciones, así como de la supervisión, regulación y control de ese sector. La entidad contará con autonomía administrativa y financiera, y tendrá la facultad de aprobar tarifas, dictar normas técnicas, dirimir conflictos y publicar información estadística sobre telecomunicaciones.

Por su parte, la DGEHM asumirá la regulación y supervisión del sector eléctrico, incluyendo la autorización de concesiones, la aprobación de cargos y tarifas, y la gestión del registro público de electricidad. La transferencia de funciones también contempla el traspaso de activos, archivos y personal técnico, de acuerdo con los lineamientos establecidos en la propuesta.

Durante la discusión, la diputada Claudia Ortiz planteó inquietudes sobre el proceso y advirtió sobre un posible conflicto de intereses, al señalar que “el señor director de Hidrocarburos y Minas es también el presidente de la CEL, que es una generadora de energía. Entonces, la misma persona va a dirigir una institución que va a ser la que regule el sector y una institución que va a ser regulada”. Ortiz solicitó que la Asamblea vigile esta dualidad de funciones.

El dictamen aprobado también introduce nuevas reglas para la designación de directores en la SIGET, prohibiendo que quienes hayan ocupado ese cargo representen a operadores del sector durante los dos años posteriores a su gestión. Los reglamentos, resoluciones y normas emitidas por la SIGET en materia de electricidad mantendrán su vigencia hasta que la DGEHM dicte nuevas disposiciones.

El Ministerio de Hacienda deberá trasladar las asignaciones presupuestarias correspondientes, y los procedimientos administrativos en trámite pasarán a cargo de la DGEHM. Los procesos judiciales ya iniciados seguirán bajo la gestión de la SIGET.

La presidenta de la comisión, Dania González, al cierre de la sesión, indicó que “la claridad en la distribución de las competencias reduce cargas administrativas innecesarias, facilita la toma de decisiones y permite que cada entidad ejerza sus atribuciones dentro de un marco jurídico claramente definido”.

El pasado 1 de mayo, Ontario Power Generation (OPG) instaló una losa de cimentación de 953 toneladas en el fondo de un pozo de 35 metros de profundidad en el sitio nuclear de Darlington, al este de Toronto. Ese bloque de acero y hormigón supone el primer paso en la construcción del primer pequeño reactor modular de escala comercial del mapa energético occidental.

El reactor nuclear en cuestión es el BWRX-300, diseñado por la empresa GE Vernova Hitachi Nuclear Energy, consorcio americano-japonés, según explica la World Nuclear Association. Con una potencia de 300 megavatios (MW), equivale a la cuarta parte de un reactor convencional, aunque su capacidad basta para abastecer a unos 300.000 hogares. El plan de OPG contempla cuatro unidades en el mismo emplazamiento, lo que sumaría 1.200 MW totales y daría cobertura a cerca de 1,2 millones de viviendas.

Los pequeños reactores modulares (conocidos como SMR, por sus siglas en inglés) son reactores nucleares avanzados con una capacidad de hasta 300 MW por unidad. Su propuesta de valor frente a las grandes centrales convencionales descansa en tres pilares: menor tamaño, construcción más rápida y fabricación en serie. El BWRX-300 emplea una versión modernizada de la tecnología de agua en ebullición, con sistemas de seguridad basados en la circulación natural del agua que reducen la dependencia de equipos activos. Más allá de la generación eléctrica para el consumo doméstico, sus promotores los presentan como solución para centros de datos, producción de hidrógeno y redes de calefacción urbana.

Aportará casi 40.000 millones a la economía canadiense

Según datos de la American Nuclear Society (ANS), OPG tiene previsto concluir la construcción a finales de 2029 y conectar el primer reactor a la red eléctrica a finales de 2030. El coste de la primera unidad asciende a 7.700 millones de dólares canadienses (6.100 millones del reactor más 1.600 millones de infraestructura compartida), mientras que el presupuesto total para las cuatro unidades alcanza los 20.900 millones de dólares canadienses (unos 15.000 millones de dólares estadounidenses) en valores de 2024. Según el Conference Board of Canada, el programa sostendrá 18.000 empleos anuales durante la fase de construcción y aportará 38.500 millones de dólares canadienses a la economía nacional a lo largo de 65 años.

El modelo económico de los SMR, pese a su atractivo, no está exento de cuestionamientos. La industria nuclear ha operado históricamente bajo economías de escala: cuanto mayor es el reactor, menor resulta el coste por megavatio producido. Los reactores pequeños invierten esa lógica, al menos en las primeras unidades. El antecedente más citado es el de NuScale, empresa estadounidense que canceló en 2023 su proyecto en el estado de Utah tras una explosión de costes que lo hizo inviable.

La tesis de los defensores de los SMR es que la competitividad llegará con la producción en serie (como ocurre con los aviones o las turbinas industriales), pero ningún constructor occidental ha demostrado aún esa capacidad. El operador de red de Ontario estimó el coste de la electricidad del BWRX-300 en 14,9 centavos canadienses por kilovatio-hora, y concluyó que una combinación equivalente de energía eólica, solar y almacenamiento resultaría más cara y menos fiable. Darlington es, en ese sentido, el primer banco de pruebas real.

Canadá apuesta por la nuclear mientras España la apaga

Mientras Canadá vierte hormigón en este nuevo proyecto, España debate si mantener encendidas sus centrales actuales. El gobierno de Pedro Sánchez pactó en 2019 con las eléctricas (Iberdrola, Endesa, Naturgy y EDP) un calendario de cierre escalonado de los siete reactores del país entre 2027 y 2035.

La paradoja se agudiza en el plano europeo. En marzo de 2026, la presidenta de la Comisión Europea, Ursula von der Leyen, reconoció que alejarse de la energía nuclear había sido “un error estratégico” y anunció 200 millones de euros para impulsar los SMR en el continente, con el objetivo de tener reactores operativos a principios de la década de 2030. La estrategia recae sobre la comisaria Teresa Ribera, que como ministra española fue la arquitecta del calendario de cierre nuclear del país. Para cuando los primeros SMR europeos alcancen la red, España habrá desconectado la mayor parte de su parque nuclear.

Google y Energy Dome firmaron un acuerdo comercial para desplegar un sistema de almacenamiento de energía de larga duración de 23 MW/200 MWh en Irlanda, utilizando la tecnología de baterías de CO₂. Esta iniciativa busca reforzar la confiabilidad de la red eléctrica y avanzar hacia un suministro libre de emisiones de carbono en el país.

El proyecto se ubicará en el condado de Offaly, en la región central de Irlanda, y empleará la tecnología de batería de CO₂ desarrollada por Energy Dome para almacenar el excedente de electricidad y liberarlo cuando la demanda aumente. Según las compañías, este sistema permitirá reducir la congestión en la red, mejorar la seguridad energética y apoyar la transición del país hacia fuentes renovables.

La tecnología funciona comprimiendo dióxido de carbono con energía eléctrica proveniente de la red, almacenando el gas en estado líquido, y luego expandiéndolo a través de una turbina para generar electricidad en los momentos necesarios. El método utiliza componentes disponibles en el mercado y evita el uso de baterías de iones de litio y minerales críticos.

La clave para la integración renovable

El almacenamiento de energía a largo plazo es cada vez más relevante ante el crecimiento de la generación solar y eólica, que pueden producir excedentes de energía difíciles de aprovechar sin sistemas de almacenamiento apropiados. En Irlanda, el almacenamiento de larga duración se considera esencial para garantizar el suministro eléctrico y alcanzar el objetivo de que el 80% de la electricidad provenga de fuentes renovables para 2030.

El emplazamiento del proyecto, cerca de la localidad de Rhode, se encuentra en una sección estratégica de la red que abastece a Dublín y ya cuenta con una importante presencia de instalaciones eólicas y solares. Sin embargo, la congestión de la red limita la capacidad de evacuar toda la energía renovable producida.

La batería de CO₂ permitirá almacenar ese excedente para su uso posterior, equilibrando la red y evitando costosas ampliaciones en la infraestructura de transmisión.

Un nuevo uso para un sitio industrial

La instalación se desarrollará en el terreno de una antigua central eléctrica a base de turba, lo que supone un nuevo destino para un espacio previamente dedicado a la generación con combustibles fósiles.

Energy Dome será responsable del desarrollo, propiedad y operación de la planta, que ya cuenta con derechos de uso del suelo, permisos de planificación, conexión a la red y un contrato de capacidad de diez años otorgado por EirGrid, el operador estatal de transmisión eléctrica de Irlanda.

Expansión y futuro del almacenamiento de energía

Las empresas prevén que la instalación entre en operación en 2028, y Energy Dome planea agregar una segunda unidad de 200 MWh en el mismo sitio, creando así un polo de almacenamiento de energía de larga duración en la región central irlandesa. Este acuerdo amplía una colaboración previa entre Google y Energy Dome e incluye otras iniciativas como un proyecto similar de 19 MW/200 MWh en Arizona, Estados Unidos.

Según Vanessa Hartley, directora de Google Irlanda, “en Google estamos comprometidos con impulsar tecnologías energéticas de nueva generación para reforzar la resiliencia de la red y añadir capacidad crítica de almacenamiento al sistema”.

Tanto Google como Energy Dome consideran que el almacenamiento de larga duración será fundamental para mantener la confiabilidad y reducir las emisiones en sistemas eléctricos cada vez más demandantes por el crecimiento industrial y la expansión de centros de datos.

La Asamblea Legislativa de El Salvador recibió este 24 de junio de 2026 una propuesta de reforma para que la Dirección General de Energía, Hidrocarburos y Minas (DGHM), que está adscrita al Ministerio de Economía, asuma las competencias regulatorias y administrativas del sector eléctrico que hoy ejerce la Superintendencia General de Electricidad y Telecomunicaciones (SIGET). La iniciativa fue presentada por la ministra de Economía, María Luisa Hayem Brevé.

Según la correspondencia oficial enviada a la Asamblea, el proyecto busca evitar superposiciones funcionales, reducir la dispersión normativa y dar mayor claridad a las competencias del sector.

El texto señala que “resulta indispensable trasladar a la DGEHM las funciones que actualmente ejerce la SIGET en el sector de electricidad, así como establecer las disposiciones necesarias para regular, de manera ordenada, la transferencia de competencias, procedimientos, archivos, registros, bienes, recursos, derechos y obligaciones vinculados con su ejercicio”.

La reforma modifica el artículo cuatro de la ley vigente para ampliar y detallar las facultades de la DGEHM. Si entra en vigor, el organismo será responsable de dictar normas técnicas, aprobar tarifas y cargos, administrar el Registro de Electricidad y representar a El Salvador ante organismos internacionales del sector energético, además de suscribir convenios y acuerdos internacionales.

¿Qué funciones y recursos pasarán a la DGEHM?

El Registro de Electricidad, de carácter público, permitirá inscribir concesiones, actos y contratos vinculados al sector, así como cambios de titularidad, cancelaciones, extinciones de derechos y otros actos jurídicos.

La propuesta también amplía el patrimonio de la DGEHM para que reciba recursos transferidos por el Estado, bienes muebles e inmuebles, transferencias presupuestarias e ingresos generados por cargos, cánones, derechos u otras actividades regulatorias.

Según el proyecto, la transferencia de competencias y recursos será integral. Los activos, archivos, registros y el personal de la SIGET vinculados al sector eléctrico pasarán a la DGEHM. Para ejecutar el proceso, la reforma contempla una comisión de transición con representantes de ambas entidades, que deberá coordinar la transferencia e inventariar obligaciones, derechos, activos de tecnología, bienes muebles e inmuebles, archivos, registros, expedientes y bases de datos.

El acta de entrega y recepción deberá estar suscrita por los titulares de ambas instituciones. El plazo máximo para completar la transición será de seis meses desde la entrada en vigor del decreto.

¿Qué ocurrirá con los procesos y el presupuesto?

La reforma también regula la continuidad de los procedimientos administrativos y judiciales. Los procesos en trámite ante la SIGET y los litigios en los que la entidad sea parte, relativos al sector eléctrico, pasarán automáticamente a la gestión de la DGEHM.

Los expedientes y registros trasladados mantendrán plena validez jurídica y continuidad administrativa, y la DGEHM asumirá su tramitación, administración, convalidación, rectificación, actualización y resguardo conforme a la ley.

A su vez, el Ministerio de Hacienda deberá trasladar las asignaciones presupuestarias correspondientes para que los recursos antes asignados a la SIGET para funciones del sector eléctrico pasen a la DGEHM.

El ministerio también deberá incluir en cada año fiscal sucesivo los recursos requeridos para la nueva estructura institucional.

Iniciativa sobre el personal y la normativa vigente

La propuesta incorpora la posibilidad de transferir a la DGEHM al personal de la SIGET destinado a funciones del sector eléctrico, si la nueva autoridad lo considera oportuno. También establece mecanismos para formalizar ese traslado y prevé la coordinación de acciones para la indemnización de los empleados públicos afectados por la reestructuración.

El texto legal aclara que los reglamentos, instructivos, resoluciones y demás disposiciones emitidos por la SIGET, o cualquiera de sus dependencias, relacionadas con el sector eléctrico, mantendrán su vigencia en todo lo que no se oponga a la nueva ley, hasta que la DGEHM las derogue o modifique expresamente.

Hayem Breve expuso (en la solicitud) a la Asamblea Legislativa que el propósito central de la reforma es consolidar un marco institucional integrado, ágil y alineado con los objetivos estratégicos del sector energético de El Salvador. Según la documentación oficial, la propuesta fue presentada formalmente el 23 de junio y registrada el 24 de junio de 2026 en la Gerencia de Operaciones Legislativas de la Asamblea.

El sistema eléctrico panameño opera este miércoles 24 de junio con un fuerte respaldo de las plantas térmicas, una situación que refleja el menor aporte de las hidroeléctricas y el creciente peso que han adquirido los proyectos de gas natural y generación convencional para garantizar el suministro de energía.

Los datos del Centro Nacional de Despacho (CND) muestran que la generación total alcanzaba los 1,896 megavatios (MW), frente a una demanda nacional de 1,721 MW.

La diferencia permitía mantener reservas operativas de 383 MW y un intercambio programado de energía de 200.77 MW con los mercados regionales.

La composición de la matriz eléctrica en ese momento evidenciaba una clara dependencia de las plantas térmicas. De los 1,956 MW generados, 891.2 MW provenían de centrales térmicas, equivalentes al 45.6% de la generación total.

En contraste, las hidroeléctricas aportaban apenas 324.9 MW, lo que representaba el 16.6% del suministro nacional. La energía solar contribuía con 583.5 MW, equivalente al 29.8%, mientras que los parques eólicos suministraban 156.6 MW, cerca del 8%.

La fotografía del sistema es muy distinta a la observada durante períodos lluviosos intensos, cuando las hidroeléctricas suelen liderar la producción nacional gracias a mayores niveles en embalses y ríos. En esta jornada, el liderazgo correspondió claramente a las centrales térmicas de gran escala.

La principal fuente individual de generación era Generadora Gatún, ubicada en Colón y alimentada con gas natural licuado. Sus tres unidades operaban simultáneamente y aportaban 167.45 MW, 167.43 MW y 176.08 MW, para una producción conjunta de 510.96 MW.

En otras palabras, Generadora Gatún estaba aportando por sí sola más de una cuarta parte de toda la electricidad producida en Panamá durante la mañana del miércoles.

El segundo actor más relevante dentro de la generación térmica era la central eléctrica de Cobre Panamá, localizada en el complejo minero de Donoso y que utiliza carbón. Las dos unidades de la planta registraban una producción de 129.22 MW y 132.78 MW, respectivamente, para un total de 262 MW.

La combinación entre Generadora Gatún y Cobre Panamá representaba aproximadamente 773 MW de generación, es decir, cerca del 40% de toda la electricidad disponible en el sistema nacional en ese momento. También aportaban energía las unidades PanAm, con cerca de 79 MW combinados, y la planta ACP Miraflores 9, con 36.35 MW.

Detrás del fuerte aporte de las plantas térmicas también aparece un factor climático. Panamá atraviesa un episodio intenso de El Niño que podría reducir considerablemente las lluvias durante el resto de 2026 e incluso parte de 2027. Las precipitaciones acumuladas ya muestran una disminución cercana al 20% frente a los promedios históricos para esta época del año, pese a que el país se encuentra en plena estación lluviosa.

Bajo ese escenario, el Centro Nacional de Despacho podría estar privilegiando el uso de generación térmica y de gas natural para conservar agua en los embalses de las principales hidroeléctricas del país.

Esta práctica permite disponer de mayores reservas energéticas para los meses de menor precipitación y reducir el riesgo de restricciones operativas en caso de que las condiciones climáticas se deterioren durante el segundo semestre.

Mientras las térmicas sostenían la mayor parte de la carga, varias hidroeléctricas operaban con producciones parciales o muy por debajo de su capacidad instalada. Entre las principales contribuciones destacaban Changuinola 2, con 85.83 MW; Baitún 2, con 24.95 MW; Valles 2, con 23.20 MW; Estrella 2, con 21.15 MW; y las unidades de Madden, que en conjunto aportaban cerca de 19 MW.

Llamaba la atención que importantes complejos hidroeléctricos aparecieran con algunas unidades fuera de operación o generando niveles mínimos, entre ellos Bayano, Gatún, Bajo Mina, Bonyic y varias unidades de Fortuna.

La energía solar, por su parte, se consolidaba como la segunda fuente más importante del país durante las horas de mayor radiación. La planta Solar Fotovoltaica Penonomé lideraba ampliamente esta categoría con una producción de 90.19 MW. También destacaban Chame Solar con 18.52 MW, Madre Vieja Solar con 14.08 MW, La Esperanza Solar con 14.07 MW, Baco Solar con 12.95 MW y Solar Pocrí con 12.09 MW.

En conjunto, los parques solares aportaban más de 583 MW, una cifra que superaba ampliamente la generación hidroeléctrica observada durante este 24 de junio..

La generación eólica mantenía una participación más modesta, aunque significativa, con 156.65 MW. Entre las instalaciones con mayor producción figuraban los parques Rosa de los Vientos y Nuevo Chagres, además de las unidades ubicadas en Portobelo y Marañón.

Las gráficas operativas del CND muestran además que la demanda eléctrica registró su punto más bajo durante la madrugada, cuando descendió hasta aproximadamente 1,330 MW. A partir de las primeras horas de la mañana comenzó una recuperación sostenida que llevó el consumo nuevamente por encima de los 1,700 MW.

El comportamiento del sistema confirma una tendencia observada durante los últimos años: Panamá cuenta con una matriz cada vez más diversificada, pero sigue dependiendo de las plantas térmicas de gran capacidad para garantizar la estabilidad operativa cuando la generación hidroeléctrica disminuye o cuando las fuentes renovables variables, como el sol y el viento, no pueden cubrir por sí solas la demanda nacional.

El uso cotidiano de la lavadora representa para muchos hogares un desafío a la hora de controlar el gasto energético. Especialistas y fabricantes coinciden en que, más allá de los avances en eficiencia de los modelos actuales, gran parte del consumo mensual depende de los hábitos diarios de cada usuario.

De acuerdo con la información proporcionada por LG, el rendimiento energético no solo está determinado por el tipo de electrodoméstico, sino también por las decisiones que se toman al momento de usarlo.

Evitar la sobrecarga: una clave para la eficiencia

Existe la creencia extendida de que llenar completamente el tambor de la lavadora es una estrategia efectiva para ahorrar, pero los fabricantes advierten que superar la capacidad máxima recomendada puede tener el efecto contrario. Sobrecargar el electrodoméstico dificulta la circulación del agua y el detergente, disminuye la eficacia del lavado y obliga a la máquina a trabajar con mayor esfuerzo.

Cuando la lavadora está sobrecargada, algunas prendas no quedan bien limpias, lo que puede llevar a repetir el ciclo y aumentar aún más el consumo de energía y agua. Por ese motivo, la recomendación de los especialistas es respetar siempre la capacidad máxima indicada para cada modelo.

El impacto de la temperatura del agua en el consumo eléctrico

Uno de los principales factores que influyen en el gasto energético es la temperatura del agua empleada durante el lavado. Según LG, una proporción considerable de la electricidad utilizada por la lavadora se destina al calentamiento del agua. Utilizar programas de lavado con agua fría o a bajas temperaturas permite reducir notablemente el consumo eléctrico.

Lavar a 20 °C o menos puede representar un ahorro importante frente a los ciclos con temperaturas elevadas. Además del beneficio económico, los lavados en frío contribuyen a conservar mejor los colores de las prendas, reducir el desgaste y minimizar el riesgo de encogimiento de ciertos tejidos. Muchos detergentes actuales están formulados para funcionar de manera eficiente incluso en agua fría, lo que elimina la necesidad de recurrir siempre a ciclos térmicos altos.

Lavados completos, pero sin exceder la capacidad

Otra de las prácticas sugeridas por los expertos es organizar el lavado para aprovechar al máximo la capacidad del electrodoméstico. En lugar de realizar varios ciclos pequeños durante la semana, resulta más eficiente agrupar la ropa y esperar a tener una carga completa antes de encender la lavadora.

Encender la lavadora varias veces al día suele consumir más energía que realizar un único lavado bien organizado. No obstante, aprovechar la capacidad del equipo no implica sobrepasar el límite de carga, sino distribuir las prendas de manera adecuada para optimizar el funcionamiento. Además, seleccionar el programa correcto según el tipo de ropa puede marcar diferencias significativas en el consumo energético.

La elección y cantidad de detergente también influye

Muchos usuarios pasan por alto que la cantidad de detergente utilizada en cada lavado afecta directamente el desempeño de la máquina. Utilizar más producto del necesario no garantiza una mejor limpieza y puede incluso perjudicar el funcionamiento del electrodoméstico.

El exceso de detergente genera demasiada espuma, obliga a la lavadora a realizar más enjuagues y prolonga el tiempo de cada ciclo, lo que exige más trabajo al motor y aumenta el gasto eléctrico. Algunos modelos modernos incluyen sistemas de dosificación automática, que calculan la cantidad precisa de detergente según el peso de la ropa y el tipo de lavado.

Investigadores de la Universidad de Ciencia y Tecnología de Pohang en Corea del Sur desarrollaron un método para transformar el calor residual de centros de datos, baterías de vehículos eléctricos y fábricas en electricidad utilizando materiales económicos y abundantes. Esta innovación podría reducir la dependencia de metales escasos y costosos.

Cada vez que se utiliza inteligencia artificial, como al escribir consultas en ChatGPT, se genera una pequeña cantidad de calor en los servidores de los centros de datos. El incremento del uso de estas tecnologías ha elevado el consumo energético global, con consecuencias directas en la generación de calor no aprovechado. Además, baterías de vehículos eléctricos y grandes fábricas expulsan calor al ambiente, acentuando el problema.

Desde hace años, ingenieros de todo el mundo buscan formas de capturar ese calor desperdiciado y convertirlo nuevamente en energía eléctrica. Tradicionalmente, los dispositivos termoeléctricos requerían materiales como bismuto y telurio, elementos escasos y con cadenas de suministro vulnerables.

La apuesta por el silicio y su transformación

El silicio es un material ampliamente disponible y de bajo costo, pero su eficiencia como elemento termoeléctrico era limitada por su alta conductividad térmica. El equipo de la Universidad de Ciencia y Tecnología de Pohang (POSTECH), liderado por el profesor Chang-Ki Baek y el candidato a doctorado Ki Yeong Kim, logró modificar radicalmente el comportamiento térmico del silicio a escala nanométrica.

En lugar de emplear nanohilos sólidos convencionales, los investigadores desarrollaron nanotubos de silicio huecos. Este cambio de estructura permitió reducir la conductividad térmica en un 70% frente a los cables sólidos. Incluso cuando ambas estructuras presentaban la misma superficie, los nanotubos huecos mantenían una temperatura 33% más baja.

El fenómeno de localización de fonones

El rendimiento de esta tecnología se explica por el comportamiento de los fonones, partículas que representan las vibraciones atómicas responsables de transferir calor en un sólido. En los cables sólidos, los fonones circulan libremente. En los nanotubos huecos, las vibraciones quedan atrapadas en zonas específicas, un fenómeno conocido como localización de fonones. Esta barrera impide que la energía térmica avance, permitiendo una captura más eficiente del calor.

El equipo de POSTECH documentó que este efecto no depende de la superficie, sino de la estructura interna del material, lo que marca una diferencia sustancial respecto a los enfoques anteriores. Los resultados de su estudio fueron publicados en la revista Nano Energy.

Ventajas de la nueva tecnología

La principal fortaleza del sistema radica en el uso de silicio, un material abundante y compatible con la infraestructura existente de fabricación de semiconductores (chips). Los investigadores señalaron: “Porque esta tecnología es altamente compatible con la tecnología de fabricación nacional de semiconductores, este enfoque puede contribuir a liderar el mercado de gestión térmica de próxima generación sin depender de materiales raros.”

Gracias a esta compatibilidad, la posibilidad de una rápida comercialización y adopción a gran escala se incrementa considerablemente. Además, la cadena de suministro resulta más estable y menos vulnerable a crisis internacionales.

Proyección industrial

El avance de la Universidad de Ciencia y Tecnología de Pohang apunta a una integración sencilla en centros de datos, plantas industriales y sistemas de almacenamiento de energía. El potencial de reutilizar el calor residual como fuente de electricidad contribuye tanto al ahorro energético como a la reducción de emisiones.

El desarrollo de nanotubos de silicio huecos representa un paso relevante hacia la eficiencia energética en sectores altamente demandantes, con posibilidades de impacto global si la tecnología se implementa de forma masiva.

El mercado eléctrico regional de Centroamérica continúa consolidándose como un espacio estratégico de intercambio energético, según revela el último informe de la Comisión Regional de Interconexión Eléctrica (CRIE), correspondiente a abril de 2026: las transacciones energéticas regionales exhibieron un crecimiento notable respecto al mismo mes del año anterior, evidenciando el fortalecimiento de la integración y cooperación entre los países del área.

Hasta abril de 2026, el volumen de las transacciones energéticas regionales ascendió a 358.33 GWh. Si bien representó una ligera disminución respecto a marzo de 2026, cuando se registraron 382.57 GWh, el dato resulta particularmente relevante al compararse con abril de 2025, periodo en el que las transacciones apenas sumaron 185.47 GWh. Este aumento de más del 93% confirma la tendencia positiva del comercio energético centroamericano y la optimización de recursos a través de los mecanismos regionales.

Guatemala se consolidó como el principal país vendedor con el 38.6% del total, seguido muy de cerca por Panamá con 37.7% y El Salvador con 23.3%; Costa Rica y Honduras participaron en menor proporción.

Por el lado de la demanda, Nicaragua lideró las compras energéticas, representando un 37.4% del total, seguido de El Salvador (25.5%), Guatemala (14.5%), Honduras (11.6%) y Costa Rica (10.9%). El perfil de estas transacciones muestra un esquema diversificado y dinámico.

Del total de operaciones, el 92% correspondió al Mercado de Contratos Regional (MCR), canalizando el 54% de las inyecciones mediante contratos firmes y el 46% a través de contratos no firmes físico flexibles. En cuanto a los retiros, el 72% se efectuó bajo contratos firmes y el 28% bajo contratos no firmes físico flexibles, reflejando flexibilidad y adaptabilidad en los intercambios regionales.

El informe también destaca que las demandas nacionales de El Salvador, Honduras y Nicaragua fueron abastecidas en proporciones consistentes a su participación en el mercado regional, lo que evidencia la importancia estratégica del Mercado Eléctrico Regional (MER) en el suministro energético de estos países.

Durante abril de 2026 se registraron ciertas restricciones en la capacidad de transmisión tanto para importaciones como exportaciones debido a saturaciones puntuales en la red. Sin embargo, estas no generaron impactos negativos sobre la Cuenta General de Compensación (CGC) del mercado, manteniéndose la operatividad y la rentabilidad regional.

En cuanto a los precios, se observó un comportamiento variable pero competitivo en los principales países miembros: Guatemala experimentó precios de predespacho entre 40 y 171 USD/MWh; El Salvador entre 75 y 146 USD/MWh; Honduras de 106 a 192 USD/MWh; Nicaragua, entre 156 y 178 USD/MWh; Costa Rica, de 104 a 410 USD/MWh; y Panamá, entre 46 y 107 USD/MWh.

Estas cifras muestran la existencia de oportunidades para la compra competitiva de energía en la región. El informe señala que las desviaciones (diferencias entre lo programado y lo realmente operado) se reportan con un desfase de un mes; en marzo de 2026, la asignación de desviaciones resultó equilibrada, sin impactos mayores sobre la estabilidad del mercado. Sin embargo, el modelo de posdespacho aún presenta desafíos técnicos para su convergencia.

Económicamente, abril de 2026 cerró con un superávit neto de USD 4,228,909 por la operación del MER. La CGC alcanzó un saldo final de USD 51,730,585, consolidando la solidez del mecanismo regional y de sus instrumentos de compensación y abono/cargo por la transmisión. Por otro lado, la asignación de derechos de transmisión en la subasta mensual recibió solicitudes por 190 MW, asignando finalmente 59.4 MW, lo que evidencia un nivel activo de interés de los actores regionales en adquirir capacidad de transmisión.

En conclusión, el significativo crecimiento de las transacciones eléctricas regionales hasta abril de 2026 reafirma que la integración eléctrica centroamericana avanza a paso firme, incrementando la eficiencia, la seguridad y la competitividad energética para todos sus países miembros. El desarrollo y modernización de las redes, así como la gestión racional de precios y la transparencia en los procesos, seguirán siendo pilares esenciales de este proceso.

La computación de alto rendimiento explora nuevos horizontes con el desarrollo de centros de datos flotantes capaces de generar su propia electricidad a partir del movimiento de las olas.

La empresa tecnológica estadounidense Panthalassa acaba de cerrar una ronda de inversión Serie B por 140 millones de dólares con el objetivo de escalar la producción de sus plataformas marítimas autónomas, según informó la compañía en un comunicado.

Energía oceánica para la nueva era digital

El cofundador y director ejecutivo de Panthalassa, Garth Sheldon-Coulson, destacó el potencial del océano como fuente de energía global. “Existen tres fuentes de energía en el planeta con decenas de teravatios de potencial: solar, nuclear y el océano abierto”, afirmó el directivo. La reciente inyección de capital permitirá a la empresa completar una planta de ensamblaje en las cercanías de Portland, Oregón, y avanzar en el despliegue piloto de sus plataformas en el Pacífico Norte durante este año.

Según el comunicado de la empresa, la creciente demanda de electricidad y capacidad de computación enfrenta grandes obstáculos en tierra firme. Los centros de datos tradicionales deben lidiar con limitaciones en las redes eléctricas, escasez de agua para enfriamiento, cuellos de botella logísticos, demoras en permisos y tensiones con las comunidades locales.

Plataformas autónomas y energía limpia las 24 horas

Para sortear estos desafíos, Panthalassa desarrolla nodos informáticos autónomos que operan en alta mar. “Los nodos de Panthalassa son sistemas energéticos autónomos y flotantes, producidos en masa a partir de acero laminado en fábricas costeras”, señala la empresa. Estas plataformas se despliegan en aguas profundas, donde generan electricidad limpia de forma continua.

El sistema integra mecanismos que transforman la energía cinética de las olas en un suministro eléctrico constante. Este proceso garantiza una fuente estable de energía, independiente de las variaciones meteorológicas que afectan a otras renovables como la solar o la eólica.

Procesamiento a bordo y enfriamiento natural

Toda la operación de procesamiento de datos ocurre directamente en el mar. En lugar de transmitir la electricidad generada hacia la costa, las plataformas utilizan esa energía in situ para alimentar hardware especializado en inteligencia artificial. El entorno oceánico funciona como un sumidero térmico permanente, lo que permite refrigerar los chips de manera natural y reducir el desgaste del equipamiento, sin depender de agua dulce municipal.

Para las comunicaciones, Panthalassa recurre a redes de satélites en órbita baja, que permiten recibir instrucciones desde tierra y enviar los resultados de los procesos de inteligencia artificial de vuelta a los clientes en el continente.

Pruebas piloto y plan de expansión

El despliegue de la serie piloto Ocean-3 marca el cierre de una década de desarrollo tecnológico. La empresa ya ha realizado pruebas oceánicas con los prototipos Ocean-1, Ocean-2 y Wavehopper en 2021 y 2024, verificando la capacidad de generación eléctrica y la estabilidad del software de navegación.

La próxima etapa en el Pacífico Norte estará centrada en procesar cargas de trabajo reales y estandarizar los procesos de fabricación, en preparación para una expansión comercial prevista para 2027. El diseño busca aprovechar el entorno marino remoto para acceder a vastos recursos energéticos, evitando así presionar las infraestructuras eléctricas terrestres y minimizando la necesidad de nuevas centrales energéticas en tierra.

Un nuevo paradigma para la infraestructura digital

Según los inversores y socios corporativos de Panthalassa, llevar la computación de alta densidad al océano representa una solución viable para escalar la infraestructura digital mundial y reducir el impacto económico y ambiental en comunidades civiles. “Hemos construido una plataforma tecnológica que opera en las regiones de olas más densas del planeta, lejos de la costa, y convierte ese recurso en energía limpia y confiable”, concluyó Sheldon-Coulson.

La empresa ya se prepara para construir fábricas, desplegar flotas y ofrecer una nueva fuente de energía sostenible para el avance tecnológico global, según su comunicado oficial. El modelo de centros de datos flotantes podría transformar la relación entre las tecnologías digitales y el entorno natural en los próximos años.

La demanda máxima de energía eléctrica en República Dominicana alcanzó un nuevo récord histórico de 4,077.97 megavatios (MW) en el Sistema Eléctrico Nacional Interconectado (SENI) a las 22:24 del miércoles 17 de junio, según informó este jueves, el Ministerio de Energía y Minas.

El ministro de Energía y Minas, Joel Santos, destacó que este hito se vincula con el desarrollo continuo del país. “Este récord es una muestra de que la República Dominicana sigue creciendo. Más turismo, más industrias, más comercios y más hogares demandan energía, además de cambios estructurales en el comportamiento y de las altas temperaturas, lo que nos obliga a continuar ampliando la capacidad del sistema para garantizar un suministro confiable y de calidad”, expresó Santos, según el comunicado oficial.

El nuevo máximo supera los registros anteriores y se acerca a la barrera de los 4,100 MW, consolidando un patrón ascendente observado durante los últimos años. De acuerdo con el funcionario, la demanda máxima del país se situaba en torno a los 2,681 MW en 2019.

Para 2025, esa cifra ya había superado los 4,000 MW, lo que implica un crecimiento cercano al 52 % en seis años.

El titular de la cartera energética destacó que la tendencia no solo responde al aumento poblacional y económico, sino también a cambios estructurales en el comportamiento de consumo eléctrico y a las altas temperaturas recientes. Ante este panorama, el funcionario adelantó que se prevé la aparición de nuevos picos de demanda en los próximos meses.

Dominicana refuerza su seguridad energética con nuevas inversiones y proyectos de generación

Para responder al acelerado crecimiento, el Gobierno dominicano ha puesto en marcha una agenda de inversiones orientada a fortalecer la seguridad energética nacional. Entre las medidas más relevantes, el Ministerio de Energía y Minas mencionó la ampliación de la oferta de generación, el refuerzo de las redes de transmisión y distribución y la incorporación de nuevas tecnologías de almacenamiento energético.

Este plan incluye la entrada en operación de Energas 4, que aporta 130 MW adicionales, y el proyecto SIBA Energy en Boca Chica, con 68 MW más para el sistema. Además, la conversión a ciclo combinado de Manzanillo Power Land sumará 414 MW en el transcurso de este año. Paralelamente, se están integrando sistemas de almacenamiento de energía en baterías (BESS), que incrementan la estabilidad y flexibilidad de la red nacional.

El ministro Santos precisó que, como parte de la estrategia a mediano plazo, se prevé la incorporación de la generadora San Felipe con 467 MW en 2027 y dos nuevas plantas de generación en Manzanillo, cada una con capacidad de 420 MW. En el mismo período, se integrarán alrededor de 1,000 MW de energías renovables a la matriz energética nacional.

Las proyecciones oficiales estiman que la demanda máxima podría alcanzar los 4,250 MW durante 2026. El funcionario enfatizó que el Gobierno trabaja para anticiparse a ese ritmo de crecimiento mediante inversiones en generación, transmisión y almacenamiento.

“Estamos planificando el sistema con visión de futuro. Cada nuevo récord confirma que las decisiones que estamos tomando hoy son fundamentales para garantizar la energía que demandará la República Dominicana en los próximos años”, afirmó el ministro Santos, según el comunicado del Ministerio de Energía y Minas.

La institución sostiene que el fortalecimiento de la matriz energética es clave para asegurar la cobertura y calidad del servicio ante escenarios de mayor exigencia.

Generación Mediterránea anunció la finalización de su reordenamiento financiero integral, un proceso de un año con el que la empresa del Grupo Albanesi reestructuró pasivos por cerca de USD 1.500 millones y readecuó sus plazos de pago a su capacidad real de cumplimiento, después de una situación iniciada en abril de 2025 por una combinación de factores externos e internos.

La reestructuración abarcó el mercado de capitales nacional e internacional y se realizó sin quitas de capital, según informó la propia compañía. El pasivo alcanzado por el proceso fue cercano a USD 1.500 millones.

La empresa sostuvo durante todo ese período la operación ininterrumpida de sus 10 centrales de generación al máximo de su disponibilidad de despacho. Para eso, acordó con proveedores estratégicos la continuidad de mantenimientos y el suministro de repuestos, y alineó los planes de intervención con el nivel de actividad.

10 centrales en funcionamiento en 7 provincias

Generación Mediterránea concentra el negocio de generación de energía del Grupo Albanesi. Sus 10 centrales están distribuidas en siete provincias: dos en Buenos Aires, dos en Santa Fe, y una en Córdoba, Río Negro, La Rioja, Tucumán y Santiago del Estero.

La capacidad instalada total de esas plantas es de 1.855 MW, un nivel que representa casi el 8% de la energía térmica de la Argentina, de acuerdo con los datos difundidos por la compañía. Ese peso en el sistema explica la relevancia operativa del proceso que la empresa dio por cerrado.

Como parte de las medidas adoptadas durante el reordenamiento, la compañía buscó preservar la continuidad operativa y completar inversiones críticas por USD 600 millones. Entre esos proyectos, informó la firma, se cuentan la puesta en marcha de la Central Térmica de Cogeneración Arroyo Seco, en Santa Fe, y la ampliación de las centrales Ezeiza, en Buenos Aires, y Modesto Maranzana, en Córdoba.

En septiembre de 2025, Generación Mediterránea firmó el primer contrato en el marco de la Resolución 21/25 de la Secretaría de Energía de la Nación para proveer energía a Louis Dreyfus Company en Timbúes, Santa Fe, según indicó la empresa. Ese acuerdo fue presentado por la compañía como un paso que consolidó su posición en el mercado energético nacional.

La situación que derivó en el reordenamiento financiero había comenzado en abril de 2025. El cierre del proceso implicó adecuar el calendario de pagos a la capacidad efectiva de cumplimiento y concluir una reestructuración integral de sus compromisos financieros.

La compañía señaló, además, que mantiene su objetivo de sostener una operación eficiente para abastecer energía con tecnología moderna al aparato productivo del país.

La entrada masiva de energías renovables en el sistema eléctrico peruano ha supuesto un debate sobre la necesidad de mecanismos de remuneración claros y específicos para los servicios complementarios, imprescindibles para asegurar la estabilidad y confiabilidad de la red.

La no reglamentación de la Ley 32249 ha servido, así, para que los operadores más afectados por los cambios demanden un marco regulatorio previo que enfrente los desafíos técnicos y económicos de la transición.

El crecimiento renovable exige flexibilidad e innovación en el sistema

Durante el foro Perú Energía 2026, la CEO de Celaris Energy, María del Pilar Matto, señaló que el Perú cuenta con recursos abundantes, interés de inversores y una legislación en evolución, pero remarcó que el avance efectivo de las renovables depende de reglas claras que permitan transformar ese potencial en inversiones concretas.

Matto explicó que la Ley 32249 representa un paso importante, pero aún es necesario fortalecer el entorno normativo para facilitar la integración de nuevas tecnologías y definir cómo se remunerarán los servicios complementarios.

Según la ejecutiva, la flexibilidad y confiabilidad del sistema requieren de mecanismos modernos de gestión, especialmente en un contexto donde la generación renovable, por su naturaleza intermitente, demanda mayor respaldo técnico y capacidad de respuesta ante variaciones inesperadas.

El papel de las baterías y el almacenamiento en la transición energética

Uno de los puntos destacados por Matto fue el rol de los sistemas de almacenamiento con baterías como proveedores clave de servicios complementarios.

“La transición requiere señales de mercado que den visibilidad de largo plazo a las inversiones. Tecnologías como el almacenamiento serán determinantes para integrar más energías renovables, pero necesitan un marco regulatorio que reconozca y remunere adecuadamente su aporte a la confiabilidad y la flexibilidad del sistema eléctrico”, dijo.

En el contexto actual, el almacenamiento permite ofrecer servicios como regulación de frecuencia, control de tensión y arranque autónomo, funciones que resultan críticas ante una mayor penetración de renovables.

Sin reglas de remuneración claras, la inversión privada en baterías y otros sistemas de respaldo se ve limitada, lo que podría afectar la seguridad operativa del sistema.

Los servicios complementarios y la urgencia de un mercado competitivo

Matto remarcó que el sector eléctrico necesita consolidar un mercado de servicios complementarios competitivo y transparente, donde la remuneración se asigne de acuerdo con el principio de causalidad.

La Ley 32249 y su reglamento buscan crear condiciones para que múltiples actores y tecnologías, incluidas las renovables y el almacenamiento, puedan participar y recibir pagos justos por los servicios que aportan al sistema.

El COES tendrá la tarea de dimensionar anualmente las necesidades de estos servicios y de analizar si existen condiciones de competencia, mientras que el OSINERGMIN regulará los precios máximos y fiscalizará la transparencia de los procesos.

Gestión de la demanda y oportunidad histórica para Perú

La directiva de Celaris Energy también enfatizó la importancia de avanzar hacia un esquema donde la estabilidad del sistema no dependa solo de la generación y el almacenamiento, sino que involucre activamente a la demanda a través de mecanismos que permitan la participación voluntaria de grandes consumidores.

Esta visión compartida en el foro apostó por un modelo de gestión compartida de la estabilidad, donde la flexibilidad y la innovación sean incentivadas desde ambos lados del sistema.

Matto concluyó que el país enfrenta una oportunidad histórica para construir un sistema eléctrico más moderno, eficiente y preparado para los retos de la transición energética, siempre que se consoliden señales regulatorias y de mercado que impulsen la inversión y reconozcan el valor de los servicios complementarios.

El Consejo de Gabinete de Panamá, encabezado este martes por el presidente José Raúl Mulino, aprobó un paquete de decisiones que combina financiamiento público por hasta USD 9.000 millones y una reforma legal del servicio eléctrico para endurecer las obligaciones de las distribuidoras, reforzar los reclamos de los usuarios y preparar la licitación de las concesiones que vencen en 2028, según la Presidencia de la República.

La parte financiera incluye dos autorizaciones al Ministerio de Economía y Finanzas: un programa rotativo de emisiones de Notas del Tesoro en el mercado local por hasta USD 6.000 millones, con plazos de dos a 10 años, y la posibilidad de suscribir estructuras de financiamiento con instituciones financieras locales e internacionales por un monto acumulado de USD 3.000 millones, según la Presidencia de la República.

De acuerdo con la Presidencia de la República, el programa de Notas del Tesoro fue aprobado mediante el decreto de gabinete N. 34-24. La medida busca fortalecer el programa de Creadores de Mercado, profundizar las capacidades del mercado local de capitales e incrementar el acceso del Estado a fuentes de financiamiento de corto y mediano plazo, en línea con las necesidades estacionales del Tesoro Nacional.

El segundo instrumento fue autorizado por el decreto de gabinete N. 33-24. Según la Presidencia de la República, ese esquema dará al Estado flexibilidad para ejecutar operaciones financieras en el momento que considere oportuno, según las condiciones ofertadas y las necesidades estacionales del Tesoro Nacional.

La reforma eléctrica apunta a reclamos, multas y concesiones de 2028

En paralelo, el Consejo de Gabinete aprobó presentar ante la Asamblea Nacional una iniciativa para modificar la Ley 6 del 3 de febrero de 1997, que regula el servicio público de electricidad, según La Prensa. La Presidencia de la República indicó en un comunicado que la propuesta busca fortalecer el marco regulatorio y revertir el desmejoramiento sistemático en la calidad del suministro eléctrico a los consumidores.

La iniciativa incorpora plazos definidos para atender reclamos, el reconocimiento de créditos a favor de los usuarios cuando las empresas distribuidoras incumplan las normas de calidad y nuevas herramientas regulatorias para una supervisión más efectiva. También dispone que las multas impuestas a las empresas concesionarias se hagan efectivas y que esos recursos lleguen al cliente afectado, según ambas fuentes.

El proyecto aprobado por el Gabinete responde de forma directa a la pregunta sobre qué cambiaría para los usuarios del servicio eléctrico: si una distribuidora incumple las normas de calidad, el consumidor tendría plazos claros para reclamar, podría recibir créditos a su favor y contaría con un marco en el que las sanciones económicas a las empresas se traduzcan en compensaciones para los afectados.

Según TVN, el proyecto fue identificado como Proyecto de Ley 10-26. Ese medio señaló que la propuesta pretende equilibrar la relación entre las compañías prestadoras del servicio y los usuarios, después de décadas en las que, de acuerdo con el texto, los clientes han enfrentado interrupciones frecuentes y fluctuaciones de voltaje que en muchos casos provocaron daños en artefactos y equipos eléctricos.

El vencimiento de los contratos de distribución ordena el calendario de la reforma

Según La Prensa, en 2028 vence el contrato por 15 años del Estado con las empresas distribuidoras Naturgy: a través de Edemet y Edechi, y con ENSA. Por esa razón, antes de esa fecha debe convocarse una licitación para la distribución eléctrica.

La propuesta también contempla medidas para reforzar la transparencia de la información que reciben los consumidores y fortalecer las reglas sobre calidad y continuidad del servicio, según TVN. El mismo medio informó que el texto será remitido a la Asamblea Nacional, donde deberá ser discutido y aprobado.

Otro de los cambios incorpora a las distribuidoras a la labor de la Oficina de Electrificación Rural, para llevar el servicio de energía eléctrica a comunidades de difícil y costoso acceso, según La Prensa y TVN.

Además del paquete financiero y de la iniciativa sobre electricidad, el Consejo de Gabinete aprobó el decreto N. 32-24, que autoriza al Ministerio de Economía y Finanzas a modificar los artículos dos, cuatro y siete del decreto de gabinete N. 25 del 15 de abril de 2024, según la Presidencia de la República.

Mantener bajo control el consumo de energía en el hogar es una de las principales preocupaciones de muchas familias. En ese contexto, una sencilla prueba con una hoja de papel puede ayudar a detectar si el refrigerador está perdiendo eficiencia y provocando un aumento innecesario en la factura eléctrica.

El método, recomendado incluso por técnicos especializados y respaldado por las pautas del Departamento de Energía de Estados Unidos, permite comprobar si la puerta del electrodoméstico está sellando correctamente. Una pequeña fuga de aire puede obligar al aparato a trabajar durante más tiempo y consumir más electricidad de la necesaria.

Cómo funciona la prueba de la hoja de papel

La comprobación es simple y no requiere herramientas especiales. El procedimiento consiste en colocar una hoja de papel entre la puerta y el marco del refrigerador, cerrar la puerta y tirar suavemente del papel.

Si la hoja ofrece cierta resistencia al ser retirada, significa que la puerta mantiene un cierre adecuado. En cambio, si se desliza fácilmente, podría indicar que el sellado no es completamente hermético y que el aire frío se está escapando.

Los especialistas recomiendan realizar la prueba en diferentes puntos de la puerta, ya que una fuga puede aparecer únicamente en determinadas zonas y pasar desapercibida durante mucho tiempo.

Por qué es importante repetir la prueba en varias áreas

La revisión no debe limitarse a un único lugar. Lo más recomendable es comprobar la parte superior, la inferior, las esquinas y las zonas cercanas a las bisagras.

Una pequeña abertura en cualquiera de estos puntos puede generar una pérdida constante de frío. Como consecuencia, el compresor del refrigerador se ve obligado a funcionar durante más tiempo para mantener la temperatura interna adecuada.

El efecto es comparable al de intentar climatizar una habitación con una ventana entreabierta: el sistema necesita trabajar más para compensar la entrada de aire caliente.

La junta de goma es una pieza clave para la eficiencia del refrigerador

El componente responsable del sellado es la junta de goma ubicada alrededor de la puerta. Aunque suele pasar desapercibida, desempeña una función esencial para conservar los alimentos y mantener la eficiencia energética del aparato.

Su misión es impedir que el aire caliente del exterior entre en contacto con el interior del refrigerador. Cuando esta pieza presenta desgaste, suciedad o deformaciones, el cierre deja de ser completamente hermético.

En muchos casos, una limpieza adecuada o el reemplazo de la junta pueden devolver al electrodoméstico su funcionamiento normal y reducir el consumo de electricidad.

Qué ocurre cuando la puerta del refrigerador queda abierta

Dejar la puerta abierta durante mucho tiempo es uno de los errores más comunes en el hogar. Aunque pueda parecer una situación sin mayores consecuencias, el impacto sobre el funcionamiento del electrodoméstico puede ser significativo.

El primer efecto es el aumento del consumo energético. Al perder frío, el refrigerador necesita utilizar más recursos para recuperar la temperatura adecuada, lo que se refleja en una mayor demanda de electricidad.

Además, la entrada de aire caliente puede alterar las condiciones de conservación de los alimentos. La ruptura de la cadena de frío incrementa el riesgo de deterioro de productos perecederos y puede favorecer la proliferación de bacterias.

Si la puerta permaneció abierta durante varias horas, los expertos aconsejan revisar cuidadosamente los alimentos antes de consumirlos.

Un pequeño detalle que puede influir en la factura de la luz

El refrigerador es uno de los electrodomésticos que permanece encendido las 24 horas del día, por lo que cualquier pérdida de eficiencia puede tener un impacto considerable en el gasto energético del hogar.

Por ello, realizar periódicamente la prueba de la hoja de papel puede convertirse en una forma sencilla de detectar problemas antes de que se traduzcan en un mayor consumo eléctrico o en averías más costosas.

Con apenas unos segundos y una hoja de papel, es posible identificar si la puerta sigue cerrando correctamente y evitar que una fuga invisible termine elevando el valor de la factura de la luz sin que los usuarios lo noten.

Los hogares de Estados Unidos gastarán este verano casi USD 800 en electricidad para refrigeración, un aumento de 10,5% entre junio y septiembre frente al mismo período del año pasado, según un nuevo análisis de la Asociación Nacional de Directores de Asistencia Energética (NEADA, por sus siglas en inglés).

La organización estimó un gasto nacional de casi USD 800 entre junio y septiembre y lo vinculó con temperaturas más altas, tarifas eléctricas en alza y un mayor consumo por episodios de calor más frecuentes.

el cálculo sugiere que el costo de mantener una vivienda a una temperatura segura durante los meses más calurosos exigirá un mayor esfuerzo presupuestario promedio.

El aumento se apoyó en una tendencia previa. Un análisis de datos federales realizado por la organización sin fines de lucro PowerLines calculó que la factura mensual promedio de electricidad en el país subió cerca de 23% entre 2019 y 2024, un movimiento que dejó a los hogares más expuestos cuando llega la temporada de mayor demanda.

Mark Wolfe, director ejecutivo de NEADA, sostuvo en un comunicado: “Los precios de la electricidad siguen subiendo, y los veranos más calurosos implican que los hogares necesitan consumir más electricidad simplemente para mantenerse a salvo”, señaló Wolfe.

En la misma declaración, agregó: “Los estadounidenses están pagando mucho más para climatizar sus hogares” que hace pocos años.

Qué explica el salto: clima, consumo y tarifas en ascenso

NEADA sostuvo que el gasto previsto aumenta cuando suben las tarifas y el calor exige más horas de refrigeración. La entidad planteó que ese consumo adicional no es homogéneo: depende de la región y de la intensidad de las temperaturas, pero también de un factor estructural, el precio minorista de la electricidad.

La organización basó sus proyecciones en dos insumos oficiales. Por un lado, utilizó datos eléctricos de la Administración de Información Energética (EIA, por sus siglas en inglés); por el otro, tomó el pronóstico regional de temperaturas de la Administración Nacional Oceánica y Atmosférica (NOAA, por sus siglas en inglés).

Con ese cruce de información, elaboró una estimación por estado para el período junio-septiembre.

el informe indica: cuando suben las tarifas y el calor exige más horas de refrigeración, el gasto estacional se acelera incluso si el comportamiento del consumidor no cambia demasiado. La eficiencia energética del hogar y el tipo de sistema de climatización importan, pero el lugar donde se vive condiciona la mayor parte del resultado.

Dónde se pagará más: Arizona lidera y Connecticut queda segunda

La estimación estatal de NEADA ubicó a Arizona como el estado con el mayor gasto proyectado para el verano. Según el cálculo, los hogares pagarían USD 1.060, casi 14% más que el año pasado, un reflejo del peso del calor persistente y de la demanda de refrigeración durante varios meses.

En segundo lugar apareció Connecticut, donde el gasto previsto ascendió a USD 944, con un aumento cercano al 11% frente al verano de 2025, de acuerdo con la misma organización. La cifra subraya que el mapa de costos no se explica solo por la temperatura: también influyen las tarifas locales y el patrón de consumo.

El contraste dentro del país es amplio. Washington y Dakota del Norte quedaron como los estados con las facturas más bajas proyectadas, con USD 488. La diferencia entre esos valores y los de Arizona ilustra que el costo de refrigerar una casa en verano no responde a una única variable, sino a la interacción entre clima y precio de la energía.

La red eléctrica y los centros de datos, bajo presión por la demanda

El reporte atribuyó el encarecimiento de la electricidad a factores que se superponen. NEADA señaló el crecimiento de la demanda de energía, las inversiones de empresas de servicios públicos y gobiernos estatales para modernizar una red eléctrica envejecida, y la expansión de infraestructura intensiva en consumo.

Entre los elementos que empujaron ese escenario, la organización mencionó la construcción de miles de nuevos centros de datos por parte de compañías tecnológicas para sostener servicios de inteligencia artificial. el aumento de la demanda y la necesidad de ampliar y reforzar la red tienden a trasladarse a las tarifas que pagan los consumidores.

Eso explica por qué las subas no quedan confinadas a estados con calor extremo. Aunque la refrigeración es el motor del consumo estival, el precio final de la electricidad se define en un marco más amplio de inversiones y costos del sistema.

Un problema de asequibilidad: atrasos y malestar financiero

El aumento llega cuando muchas familias ya enfrentan dificultades para cubrir gastos corrientes. Una encuesta reciente del Banco de la Reserva Federal de Nueva York indicó que cerca de la mitad de los estadounidenses sintió que su situación financiera era peor que hace un año, un indicador de fragilidad cuando el gasto fijo vuelve a crecer.

NEADA sostuvo que uno de cada seis hogares en Estados Unidos tiene pagos atrasados de servicios públicos. La organización vinculó esa presión con el alza de costos en un escenario de inflación en niveles altos de los últimos años, lo que reduce el margen para absorber incrementos en facturas esenciales.

El descenso térmico llegó de forma pronunciada esta semana al Área Metropolitana de Buenos Aires (AMBA) y a gran parte del país, con el Servicio Meteorológico Nacional (SMN) en alerta amarilla por frío extremo. Las tarifas eléctricas acumulan un aumento del 36,4% en el último año y la demanda residencial ya representa el 42% del consumo total del sistema, según el informe Monitor Eléctrico de la RICSA Alyc. Frente a ese escenario, hay una serie de medidas concretas para reducir el impacto del frío en la factura sin resignar confort.

Según la Cámara Argentina de Industrias Electrónicas, Electromecánicas y Luminotécnicas (Cadieel), cada grado adicional de calefacción implica un 8% más de consumo eléctrico. Para los equipos de aire acondicionado en modo calefacción, la entidad recomienda mantenerlos encendidos de forma sostenida en lugar de recurrir a ciclos frecuentes de apagado y encendido, que generan picos innecesarios de consumo.

Cuánto consume cada aparato eléctrico

Con más hogares y establecimientos que reemplazan la calefacción a gas por equipos eléctricos, la elección del aparato incide directamente en el gasto mensual. El punto de partida es entender cuánto consume cada uno: una estufa eléctrica parte desde 0,5 kW por hora; un caloventor de 2.000 W llega hasta 2 kW por hora; y un aire acondicionado arranca en 1,01 kW por hora a 20 ℃, y supera los 2 kW desde los 25 ℃.

Los hogares argentinos utilizan casi el 40% de toda la energía eléctrica generada en el país, y una porción de ese gasto pasa desapercibida. Los dispositivos en modo standby —televisores, computadoras, cargadores enchufados sin uso— pueden representar hasta el 15% del gasto energético mensual, de acuerdo con la entidad. A eso se suma que entre el 5% y el 16% del consumo total del hogar proviene de aparatos que permanecen conectados sin utilizarse.

La iluminación explica entre el 25% y el 35% del consumo residencial. La cámara recomienda aprovechar la luz natural y migrar a tecnología LED. Un dato que suele ignorarse: las lámparas sucias rinden hasta un 20% menos que las que se mantienen limpias.

Más allá de la calefacción, Cadieel señala que la heladera merece atención especial por estar enchufada las 24 horas. Es por eso que recomienda tenerla a 5 ℃ en la zona de refrigeración y a -18 ℃ en el freezer, así como verificar el estado de los burletes y descongelarla periódicamente, lo que evita que el equipo trabaje por encima de lo necesario.

Para el lavarropas, la recomendación es usar programas de baja temperatura con carga completa. En el horno eléctrico, cada apertura innecesaria de la puerta hace perder un 20% de la energía acumulada. La plancha, por su parte puede representar más del 6% del consumo mensual; para reducir ese impacto, conviene concentrar la mayor cantidad de ropa posible en cada uso.

Las nuevas etiquetas de eficiencia energética

En marzo de 2026, la Secretaría de Industria y Comercio actualizó el sistema de etiquetado energético. A partir de ese momento, fabricantes e importadores solo pueden introducir al mercado productos con las nuevas etiquetas, aunque los modelos con el esquema anterior seguirán en góndola hasta marzo de 2028.

El cambio central es la unificación de la escala: todos los electrodomésticos usan ahora una tabla de siete letras, de la A a la G, donde A representa la máxima eficiencia y G la mínima. La reclasificación puede generar confusiones: lo que antes llevaba la etiqueta A+++ pasó a llamarse A; un A++ es ahora B; un A+ quedó como C; y el anterior A se convirtió en D. Quien no esté al tanto del cambio puede terminar eligiendo un equipo menos eficiente de lo que cree.

El clima en el AMBA

La alerta por bajas temperaturas rige para todo el territorio bonaerense y se extiende a La Pampa, Entre Ríos, gran parte de San Luis, la mitad de Córdoba, casi todo Santa Fe y parte del centro-sur de Corrientes. En paralelo, el SMN advirtió por vientos fuertes en el sur de Santa Cruz y Tierra del Fuego, con ráfagas que pueden superar los 100 km/h, y nevadas de entre 10 y 20 centímetros en la zona cordillerana santacruceña.

En el AMBA, la semana muestra una recuperación térmica progresiva. El martes será la jornada más cálida, con una máxima de 18 ℃ y una mínima de 7 ℃. El miércoles registrará la máxima más baja del período, con 13 ℃. Hacia el jueves, las mínimas alcanzarán los 10 ℃ —el valor más alto de la semana en ese rango— con una máxima de 15 ℃ y posibilidad de precipitaciones nocturnas. El viernes mantendrá temperaturas similares, sin lluvias previstas.

El informe de Ember llega en un momento de máxima tensión en los mercados energéticos europeos. Desde finales de febrero de 2026, cuando estalló el conflicto entre EEUU, Israel e Irán, el precio del gas en Europa se disparó hasta un 75%, el mayor shock energético desde la invasión rusa de Ucrania. El estrecho de Ormuz, por el que transita aproximadamente una quinta parte del suministro mundial de petróleo, permanece efectivamente cerrado a mediados de junio pese al acuerdo diplomático que podría abocar a su apertura.

En ese contexto, España ha seguido un camino diferente al del resto de Europa. El crecimiento del 37% de la generación eólica y solar entre 2021 y 2025 ha roto el vínculo histórico entre el precio del gas y el de la electricidad en el mercado ibérico. Cuando las energías renovables cubren la mayor parte de la demanda, el gas (el generador más caro, que en los mercados europeos fija el precio para todos) interviene menos horas, y su influencia sobre la factura se reduce. “El crecimiento de la eólica y la solar actúa como un escudo frente al impacto en los precios de la inestabilidad global“, señala Chris Rosslowe, autor del informe y analista sénior de Ember. “Mientras los precios del gas se disparan, las renovables están conteniendo las facturas de la luz de los hogares y las empresas españolas”, añade.

El BCE señala un impacto “moderado” en los precios

El Banco Central Europeo (BCE) respaldó este diagnóstico en un análisis publicado el 3 de junio. Según el BCE, mientras en la crisis de 2021-22 los precios mayoristas de la electricidad siguieron de cerca al gas, su reacción desde el inicio de la guerra en Oriente Medio “ha sido mucho más moderada” gracias al papel amortiguador de las energías renovables en los países que más han avanzado en la transición.

El contraste entre países lo ilustra con claridad la comparación entre España e Italia. En marzo de 2026, la electricidad costó 42 euros por megavatio hora (MWh) en el mercado ibérico y 143 euros/MWh en Italia, tres veces más. En el país transalpino, el gas fija el precio de la luz el 75% de las horas. En mayo, Italia y el Reino Unido registraron precios de entre 119 y 120 euros/MWh, frente a los 52 euros/MWh de España y Francia. En cada uno de los primeros cuatro meses de 2026, España y Portugal figuraron entre los tres países con la electricidad más barata de la Unión Europea (UE).

Hasta 18 euros menos en la factura

Según los cálculos de Ember, un hogar tipo en la tarifa regulada paga 10 euros menos al mes (un 19% menos) de lo que pagaría si la electricidad siguiera tan ligada al gas como en 2021. A ese ahorro se sumaron los 8 euros mensuales de alivio que aportaron las rebajas fiscales temporales aprobadas por el Gobierno español entre marzo y mayo de 2026, que llevaron la factura regulada en abril a mínimos desde antes de la crisis de 2021-2024.

El paquete de medidas anticrisis aprobado en marzo mediante Real Decreto-ley superó los 5.000 millones de euros e incluyó la reducción del IVA de la gasolina y el diésel del 21% al 10%, con un ahorro de hasta 16 euros por depósito de 55 litros, deducciones de hasta el 15% en el IRPF para la compra de vehículos eléctricos enchufables y bonificaciones de hasta el 95% en obras de instalación de energía solar. El Climate Action Tracker (CAT) identificó a España como uno de los únicos países del mundo que combinó alivio inmediato al consumidor con incentivos a la electrificación como respuesta a la crisis energética.

Pese a ese avance, España sigue importando el 71% de su energía primaria en forma de combustibles fósiles, por encima de la media europea del 57%. “Varias crisis llevaron a España a acelerar su transición energética, y ahora los consumidores empiezan a beneficiarse de ello“, afirma Rosslowe. “La electrificación es el próximo paso para reforzar la seguridad energética y proteger a la economía española de futuras crisis de precios”, añade.

La iniciativa busca posicionar a la región como un referente en integración y desarrollo energético para Colombia y Venezuela. La interconexión eléctrica entre Colombia y Venezuela desde Vichada contempla una nueva red que hará posible el intercambio de energía transfronteriza.

Al respecto, el ministro de Minas y Energía Edwin Palma Egea afirmó que el Vichada está llamado a convertirse en un territorio estratégico para la integración energética de Colombia con Venezuela. “La interconexión eléctrica binacional es una realidad sobre la que estamos avanzando para fortalecer la confiabilidad del servicio, impulsar el desarrollo económico de la región y consolidar la hermandad entre nuestros pueblos”, anotó.

La hoja de ruta gubernamental constituye una apuesta integral de más de $89.900 millones, orientada a ampliar la cobertura energética, modernizar infraestructuras y acelerar la transición hacia fuentes renovables. Actualmente, el departamento suma:

• Cuatro proyectos terminados que llevaron energía fotovoltaica a 1.767 usuarios y más de 6.185 personas.
• Dos proyectos en ejecución para 359 nuevos usuarios y el objetivo de abrir más de diez Ecoescuelas equipadas con sistemas solares.
• Seis proyectos adicionales serán financiados con recursos del Sistema General de Regalías por más de $40.797 millones.

Detalles de los proyectos energéticos y sus inversiones

Dentro del conjunto de obras resalta la Planta Solar El Merey, con una capacidad de 5 megavatios (MW) y diseñada para suministrar energía limpia y confiable a más de 1.600 usuarios en Puerto Carreño. El proyecto busca reducir la dependencia de los combustibles fósiles y promover un modelo energético más sostenible y eficiente para el Vichada.

El paquete anunciado abarca soluciones solares fotovoltaicas que ya beneficiaron a miles de personas y transforman el acceso a la electricidad en comunidades rurales. En la actualidad, se llevan a cabo dos proyectos enfocados en 359 usuarios, junto a la proyección de más de diez ecoescuelas que dispondrán de sistemas solares para fomentar tanto la educación como el uso extendido de energías renovables.

La coordinación de estos proyectos recae en el Ministerio de Minas y Energía y el Instituto de Planificación y Promoción de Soluciones Energéticas (Ipse), apoyados por recursos del Sistema General de Regalías. Estos fondos permitirán financiar seis iniciativas adicionales que reforzarán la infraestructura eléctrica departamental. El objetivo central de estas inversiones es mejorar la calidad del servicio y cerrar brechas en localidades históricamente marginadas.

Impacto social y contexto regional

El gobernador del Vichada, Fulberto Guevara, destacó la importancia histórica de la jornada. Dijo que es algo histórico.

“Como habitante de esta tierra, he vivido y he sido conocedor de los problemas energéticos que durante décadas han afectado el bienestar, el desarrollo y la prosperidad de nuestra gente. Pero hoy podemos decir que, gracias al arduo trabajo, la persistencia y la unión de voluntades, y gracias al compromiso del Gobierno nacional, la situación ha cambiado”, anotó.

Por su parte, el beneficiario Omar Baquero relató que el Vichada siempre ha enfrentado problemas de energía, alternando entre periodos de generación con combustibles fósiles, un breve acceso a energía hidroeléctrica proveniente de Venezuela y constantes interrupciones del servicio, lo que afectó la vida y los bienes de los usuarios.

Baquero expresó: “La generación de energía fotovoltaica nos llena de alegría y nos da mucha esperanza para seguir adelante en un desarrollo justo y sostenible. Pues nosotros aquí en el Vichada estamos muy contentos con el Gobierno. Muchísimas gracias por toda la oportunidad que nos das y que siga el cambio”.

El ministro Palma Egea enfatizó que “mientras avanzamos en la integración energética con Venezuela, también estamos transformando la vida de las comunidades con inversiones en energía limpia”. Anotó que “la Planta Solar El Merey, las soluciones fotovoltaicas rurales, las ecoescuelas y los proyectos financiados con regalías demuestran que la transición energética significa más oportunidades, más desarrollo y mejor calidad de vida para las familias del Vichada”.

El pronóstico climatológico para Costa Rica durante el período junio 2026–mayo 2027 alerta sobre un inminente episodio de El Niño-Oscilación del Sur (ENOS), fenómeno asociado al calentamiento anómalo de las aguas del Pacífico ecuatorial y vinculado a severas alteraciones de los patrones pluviométricos y térmicos nacionales.

Según el Instituto Meteorológico Nacional (IMN), la probabilidad de que El Niño adquiera fuerza inusitada durante el segundo semestre de 2026 es superior al 82%, con impactos directos que podrían trastocar la economía cotidiana de los costarricenses, especialmente a través del aumento en la factura de energía eléctrica.

El informe técnico de la Comisión Nacional de Emergencias (CNE) y el IMN, publicado como Estrategia Nacional de Contingencia al Fenómeno de El Niño 2026, subraya que las proyecciones para el pacífico costarricense –en particular Guanacaste y el Valle Central– apuntan a reducciones de lluvia de hasta un 50% respecto a los promedios históricos.

Estas condiciones, lejos de ser solo una amenaza para la agricultura o la producción, afectan de manera transversal a los sistemas nacionales de generación hidroeléctrica, columna vertebral de la matriz energética costarricense.

En años anteriores, y en particular durante el evento de 2014-2015, incluso una manifestación moderada del ENOS provocó caídas en los caudales de los principales embalses utilizados para la generación eléctrica.

Esta historia se repite: el déficit de lluvias pronosticado obligaría al Instituto Costarricense de Electricidad (ICE) a reducir la producción de energía hidroeléctrica, incrementando la dependencia de fuentes térmicas (búnker y diésel), que resultan más caras y contaminantes. El propio ICE, según el plan de contingencia, ha previsto la contratación de hasta 273 MW de plantas térmicas como respaldo para los meses críticos de la próxima época seca.

Este cambio forzoso en la matriz de generación, sumado a una mayor presión en la demanda de aire acondicionado y bombeo de agua ante temperaturas que pueden superar el promedio histórico en entre 1.5°C y 2°C en regiones como Guanacaste, amenaza con elevar los costos operativos del sector eléctrico. En palabras simples: si se mantiene la tendencia, queda poco margen para evitar trasladar esos mayores costos a los consumidores residenciales, comerciales e industriales vía aumento tarifario.

La Estrategia Nacional de Contingencia detalla que, ante la inminencia del fenómeno, no se descartan racionamientos programados ni la importación extraordinaria de electricidad a precios mayores desde el Mercado Eléctrico Regional centroamericano. Además, se impulsan medidas de eficiencia, como la ampliación acelerada de proyectos solares y eólicos, la instalación de luminarias LED inteligentes y la optimización del uso de los aires acondicionados en el sector público, en un intento por contener el alza de la factura eléctrica.

Sin embargo, expertos del IMN y la CNE señalan que, si bien estas acciones pueden mitigar levemente el impacto inmediato, el efecto acumulado de una sequía severa –similar a las experimentadas en 1998, 2015-2016 o 2019– podría dejar huellas más profundas y prolongadas en las tarifas eléctricas.

El Marco Normativo vigente, basado en la Ley Nacional de Emergencias y Prevención del Riesgo, exige la priorización de la gestión preventiva y la optimización de los recursos, pero reconoce que escenarios de déficit hidroeléctrico sostenido podrían forzar la utilización de fondos extraordinarios o la incorporación de mecanismos de excepción para proteger la estabilidad financiera del sistema.

En conclusión, los costarricenses deben prepararse para un escenario en el que el cambio climático, expresado a través de la fase cálida del ENOS, no solo amenaza la agricultura y el suministro de agua, sino que pone directa presión sobre la factura de energía eléctrica. El llamado de las autoridades es claro: informarse, ahorrar y exigir acciones coordinadas y transparentes para asegurar que el impacto de El Niño no comprometa el acceso, la calidad y la asequibilidad de la energía, piedra angular del bienestar social y productivo nacional.

El IPC lleva así tres meses seguidos por encima del 3%, en un contexto marcado por la guerra en Irán y la volatilidad que el conflicto genera en los mercados energéticos. La inflación española se mantiene en cotas elevadas a pesar de que los precios de la electricidad y el gas registraron caídas interanuales en mayo del 5,5% y el 9,7%, respectivamente, según cifras del Ministerio de Economía.

El transporte aéreo impulsa la inflación en mayo

El transporte fue el principal factor al alza, con el encarecimiento de los billetes aéreos de pasajeros como protagonista. Las actividades recreativas, el deporte y la cultura también sumaron presión, sobre todo por los paquetes turísticos, que bajaron de precio menos que en mayo de 2025. En sentido contrario, el vestido y el calzado, junto con los alimentos y bebidas no alcohólicas, moderaron la subida general. La inflación del grupo de alimentos y bebidas no alcohólicas cayó al 2,2% interanual, cuatro décimas menos que en abril, por el comportamiento de las frutas, las hortalizas, las legumbres y las patatas.

En términos mensuales, el IPC subió un 0,1% respecto a abril, con lo que la inflación mensual encadena cuatro meses consecutivos de alzas. El IPC armonizado (IPCA), utilizado para comparar la evolución de los precios en España con países del entorno, avanzó una décima en tasa interanual, hasta el 3,6%.

La respuesta del Gobierno a la guerra atenúa la subida de precios

Desde el Ejecutivo atribuyen la estabilidad del IPC a las medidas del Plan de Respuesta a la guerra y al llamado “escudo renovable”. El Ministerio de Economía, que dirige Carlos Cuerpo, estima que ese plan modera la inflación general en algo más de un punto porcentual. “La apuesta de España por las renovables y la soberanía energética constituye un escudo frente al impacto de la guerra de Irán”, subraya el departamento de Cuerpo en un comunicado.

Tras un encuentro con los agentes sociales el 25 de mayo, el Gobierno inició una ronda de reuniones con sectores afectados por el conflicto bélico en Oriente Medio. Esta semana, Cuerpo se reunió con las patronales del transporte, la logística y la distribución. En las próximas dos semanas, el Ejecutivo tiene previsto sentarse con los sectores energético, agroalimentario e industrial. El objetivo es decidir la continuidad y adaptación del plan más allá del 30 de junio.

Qué medidas siguen vigentes y cuáles se retiran

A partir del 1 de junio arrancó la desactivación gradual de la rebaja en el Impuesto Especial sobre la Electricidad y el IVA aplicable a electricidad, gas natural, briquetas, pellets y leña. Las medidas sobre el Impuesto sobre el Valor de la Producción de la Energía Eléctrica se mantendrán hasta el 30 de junio. Las medidas fiscales sobre los carburantes (tipos reducidos del Impuesto sobre Hidrocarburos, IVA al 10% sobre gasolinas, gasóleos y biocarburantes y devolución parcial del gasóleo profesional) también permanecerán hasta esa fecha.

Seguirán activas las ayudas a agricultores y transportistas, así como los descuentos reforzados del bono social eléctrico: el 42,5% para consumidores vulnerables y el 57,5% para vulnerables severos.

Todos los años, dependiendo de la latitud, llega un momento en el que el verano español se convierte en enemigo del descanso. Parece que suaviza un poco el calor cuando se hace de noche, pero luego uno acaba despegándose la sábana de la espalda y, a falta de mejor alternativa, cambiando esa humedad por la - momentáneamente - más agradecida de un poco de agua fría en la nuca, por si puede engañarse un rato y pegar ojo antes de que vuelva a salir el sol y empiece el ambiente, otra vez, a calentarse.

Si no es apechugar y dormir las horas que permita el termómetro, poco puede hacerse más allá de agenciarse algún invento que mueva un poco el aire o que lo refresque. La elección es evidente si la economía es el principal criterio - un ventilador es significativamente más barato, en sí mismo y en su uso, que el aire acondicionado -: Manuel Amate, técnico especialista en electricidad, telecomunicaciones y energías renovables, explica en Más Vale Tarde cuál es la mejor alternativa para combatir el calor en casa.

“Prescindir del aire acondicionado” es “muchísimo mejor”

“Prescindir del aire acondicionado” es “muchísimo mejor”, según Amate. La explicación es sencilla: un ventilador puede consumir hasta diez veces menos electricidad y, en general, puede ser más que suficiente para refrescar el ambiente sin que la factura de la luz se dispare.

El ahorro que supone usar un ventilador frente al aire acondicionado se aprecia rápido al revisar el consumo eléctrico. Un ventilador de techo típico, con una potencia de 50 vatios, gasta una cantidad mínima de electricidad: tras ocho horas de uso, apenas suma 0,4 kWh. Si se aplica una tarifa estándar de 0,25 euros por kWh, el coste diario ronda los 10 céntimos.

Un aire acondicionado de 1.500 vatios puede llegar a consumir 1,5 kWh cada hora cuando funciona a máxima potencia. Eso implica que, tras ocho horas continuas, el consumo sube hasta los 12 kWh, lo que se traduce en unos 3 euros diarios con el mismo precio de la luz.

Si uno no puede evitarlo, algún día en que el calor resulte insoportable, se recomienda recurrir al modo noche del aparato, que ayuda a mantener una temperatura más estable y un consumo más bajo. A la hora de ajustar la temperatura, Amate recomienda “entre 26 y 28 ºC”, una franja que permite combatir el calor sin exponer el cuerpo a esos saltos bruscos de temperatura que pueden resultar nocivos para la salud.

La clave está en evitar el contraste: si fuera aprieta el calor y dentro el aire se pone a 22 ºC, el cuerpo nota el choque térmico. En modo automático, el aparato suele enfriar más de la cuenta cuando la temperatura exterior es muy alta.

Si el aire acondicionado se utiliza con frecuencia, es importante mantener los filtros limpios; cuanto más limpios estén, mejor circula el aire y menor será el esfuerzo del aparato, que así consume menos energía y funciona de manera más eficiente.

Para sobrellevar el calor, tampoco está de más simplificar lo que se cocina: lo mejor será si se puede prescindir de usar el horno, que calentará aún más las estancias. Platos ligeros, como pescado a la plancha y ensalada, ayudan a evitar que la casa se caliente y a mantener bajo control el consumo eléctrico.

El frigorífico es otro elemento clave en estos días. Lo ideal es mantenerlo entre 3 y 7 ºC, y el congelador entre -16 y -18 ºC. Aunque se suele pensar que es uno de los electrodomésticos que más consume, la clave está en regular bien la temperatura y, si la casa va a quedarse vacía por vacaciones, vaciarlo y desenchufarlo para evitar un gasto innecesario. Así, el verano se hace un poco más llevadero y el consumo energético no se dispara.

La idea de que los imanes en la puerta de la nevera pueden aumentar el consumo eléctrico ha estado presente en diferentes generaciones. Pero, qué tan cierta es esta creencia y si hay algún argumento técnico para creerla.

Y la respuesta es que los imanes convencionales en la nevera no aumentan el consumo de energía. Según explican compañías eléctricas como Endesa y fabricantes como Bosch y LG, el mito carece de cualquier sustento científico.

Los imanes decorativos que solemos usar en la cocina generan un campo magnético tan débil que ni siquiera logra atravesar la puerta del electrodoméstico. Este detalle resulta suficiente para descartar cualquier efecto sobre el circuito interno, el compresor o los sensores del aparato.

Cuál es el origen del mito de los imanes en la nevera

La leyenda urbana tiene raíces en la confusión sobre cómo funcionan los campos magnéticos y los electrodomésticos. Muchas personas asumen que cualquier imán podría alterar sistemas electrónicos, sin distinguir entre la intensidad de los campos.

Además, el hecho de que la puerta de la nevera contenga un burlete magnético, esencial para el cierre hermético, ha reforzado la idea de que los campos externos pueden interferir en el funcionamiento.

Expertos y organismos como la Organización de Consumidores y Usuarios (OCU) han desmentido esta relación. Afirman que los imanes decorativos son elementos pasivos: no generan calor, no emiten energía y no interfieren con el sistema de refrigeración. El consenso técnico es que el frigorífico seguirá funcionando igual, independientemente de los imanes que cuelguen en su puerta.

¿Hay algún tipo de imán que pueda afectar la nevera?

No todos los imanes son iguales, aunque los usados típicamente en la cocina son de baja intensidad, fabricados de ferrita. Existen otros, como los de neodimio, hierro y boro, considerablemente más potentes.

Según el profesor de física Yuri Mijailovski, estos imanes fuertes pueden influir en equipos electrónicos sensibles, como ordenadores, pero no representan un riesgo habitual en neveras domésticas si se emplean modelos convencionales.

En el caso de electrodomésticos de última generación que incorporan pantallas táctiles u otros elementos electrónicos sensibles, la posibilidad teórica de alteración existe, pero solo si se utilizan imanes muy potentes y en cantidades poco habituales en el hogar. La recomendación sigue siendo emplear imanes ligeros y evitar sobrecargar la puerta, más por razones mecánicas que energéticas.

Cuáles son los riesgos reales de usar imanes en la nevera

El único riesgo real de los imanes en la nevera no está relacionado con la energía, sino con el desgaste físico. Fabricantes como Bosch advierten que colocar demasiados elementos pesados puede añadir tensión a las bisagras, dificultar el cierre o provocar arañazos en la superficie exterior.

En casos extremos, el exceso de peso podría acortar la vida útil de la bisagra, pero nunca afectará el consumo eléctrico del aparato.

La recomendación general es usar imanes livianos y moderar su cantidad para evitar daños mecánicos. Si algún imán obstaculiza el cierre de la puerta, ahí sí puede surgir un problema, ya que el frigorífico recibirá aire caliente y necesitará trabajar más para mantener la temperatura interna, incrementando el gasto energético.

Qué sí impacta el consumo de energía en la nevera

Mientras los imanes quedan fuera de la ecuación del consumo eléctrico, existen prácticas cotidianas que sí afectan la eficiencia del frigorífico y el monto de la factura de luz. Abrir la puerta con frecuencia obliga al compresor a entrar en funcionamiento repetidamente, lo que eleva el gasto.

Guardar alimentos calientes, sobrecargar el espacio interno o colocar el aparato cerca de fuentes de calor también incrementan la carga térmica y el esfuerzo de refrigeración.

Instalar la nevera en un espacio fresco, lejos del sol, hornos y estufas, es una de las recomendaciones más repetidas por expertos y fabricantes. Mantener el cierre hermético —verificando el estado de las gomas— y evitar la acumulación de escarcha en el congelador son otras medidas que contribuyen a reducir el consumo.

Para quienes buscan alternativas a los imanes en la puerta, existen pizarras magnéticas o pinturas electromagnéticas especiales que permiten trasladar la decoración a una pared de la cocina, sin riesgo físico ni preocupación energética.

Poner la lavadora por la noche no es raro. Muchas personas lo hacen porque llegan tarde a casa, porque quieren dejar la ropa tendida antes de dormir o porque intentan aprovechar las horas en las que la luz puede salir más barata. Pero si el aparato hace demasiado ruido, especialmente durante el centrifugado, una simple tarea del hogar puede acabar en un problema real con los vecinos.

La clave es que no existe una prohibición general en España que impida usar la lavadora de noche. Lo que sí hay son ordenanzas municipales que fijan horarios de descanso, límites de decibelios y sanciones cuando el ruido supera lo permitido o altera la convivencia. Por eso, la respuesta cambia según el municipio en el que se viva.

El ruido se nota más en verano, con las ventanas abiertas y más vida dentro de las viviendas durante las horas de calor. Una lavadora mal nivelada, pegada a una pared compartida o funcionando de madrugada puede molestar más de lo que parece. En esos casos, no se sanciona el simple hecho de lavar la ropa, sino el exceso de ruido y su impacto en el descanso de otros vecinos.

Qué dice la ley sobre el ruido en casa

La Ley del Ruido establece el marco general para prevenir y reducir la contaminación acústica, pero no entra al detalle de cada situación doméstica. La propia norma deja margen a los ayuntamientos para regular los ruidos vecinales según los usos locales y las ordenanzas de cada municipio.

En la práctica, muchas ordenanzas distinguen entre periodo diurno y nocturno, con límites más bajos durante las horas de descanso. Algunas también regulan de forma expresa las actividades domésticas y el uso de aparatos que puedan generar molestias, como electrodomésticos, equipos de climatización o sistemas de sonido.

En Madrid, por ejemplo, la Ordenanza de Protección contra la Contaminación Acústica y Térmica señala que los usuarios de electrodomésticos, aparatos de aire acondicionado y otras fuentes sonoras domésticas deben instalarlos y utilizarlos de forma que no perturben la convivencia ni superen los límites permitidos.

Cuándo puede haber sanción

Para que el ayuntamiento sancione, normalmente no basta con una simple molestia puntual. Lo habitual es que exista una queja, una intervención de la Policía Local o de los servicios municipales y una comprobación de que se han superado los niveles previstos en la ordenanza.

Ahí entran en juego los decibelios. En Madrid, por ejemplo, el ruido transmitido a una vivienda colindante no puede superar durante la noche los 30 decibelios en estancias y los 25 decibelios en dormitorios. Durante el día y la tarde, los límites son de 35 y 30 decibelios, respectivamente. La ordenanza madrileña considera periodo nocturno el tramo comprendido entre las 23:00 y las 7:00 horas, ampliado hasta las 8:00 en días festivos.

Estos límites ayudan a entender por qué una lavadora puede causar problemas aunque se trate de un uso doméstico normal. El aparato no suena igual durante todo el ciclo: el centrifugado suele ser la fase más ruidosa y, si el sonido llega con fuerza al dormitorio de otra vivienda de madrugada, puede superar los decibelios permitidos.

También influye la gravedad de la situación. No es lo mismo un centrifugado aislado que una conducta repetida durante la madrugada, ni un ruido leve que otro capaz de impedir el descanso. Por eso, las sanciones suelen graduarse en función de la intensidad, el horario, la reiteración y el daño causado a la convivencia.

Las cuantías dependen de cada municipio. En Madrid, las infracciones relacionadas con actividades domésticas, usuarios de la vía pública y relaciones vecinales pueden sancionarse con hasta 750 euros si son leves, hasta 1.500 euros si son graves y hasta 3.000 euros si son muy graves. Ese importe es el máximo previsto para los casos más serios, no la consecuencia habitual por poner una lavadora una noche.

Qué puede hacer la comunidad de vecinos

Además de la vía municipal, la comunidad de propietarios también puede actuar si el ruido se repite y afecta al descanso. La Ley de Propiedad Horizontal permite reclamar el cese de actividades molestas dentro de una vivienda, siempre que exista una alteración real de la convivencia.

Lo normal es empezar por la vía más sencilla: hablar con el vecino, comunicar el problema al presidente de la comunidad o trasladarlo al administrador de fincas. Si la situación continúa, puede tratarse en una junta y, en último término, acudir a la vía judicial para exigir que cese la actividad molesta.

Para evitar problemas, conviene revisar que la lavadora esté bien nivelada, no programar centrifugados de madrugada, usar programas silenciosos cuando estén disponibles y consultar la ordenanza municipal si hay dudas sobre los horarios de descanso.

La jefa libertaria en el Senado, Patricia Bullrich, acumula sin parar leyes que pretende la Casa Rosada desde hace largas semanas y no logra destrabar, ni siquiera, una. La de “zonas frías”, que en Diputados salió con esfuerzo tras crear guiños hacia sectores “cálidos”, se hundió rápido en la Cámara alta y, ahora, un filo dialoguista -acompaña casi nada al Gobierno- reclama que se declaren áreas “polares”, por lo que el destino del proyecto, si no es de siesta, involucrará inevitables modificaciones y un regreso, en segunda revisión, a la Cámara baja.

El sistema actual fue impulsado por Máximo Kirchner, durante la era de su “compañero” Alberto Fernández, y sirvió como una de las estocadas finales del mega descalabro energético que por años fomentó el cristinismo; incluso, con el bolsillo del payaso ya reventado. Diputados hizo las cosas rápido, la administración central cerró con un puñado de gobernadores -curiosos guiños a zonas “cálidas”, lo que hizo más delirante el debate- y, de esa manera, le pasó la pelota de titanio al Senado.

Con el aterrizaje del texto a la Cámara alta se asomó, con mayor claridad y contundencia, un eventual adiós a la diferencia nada menor entre el beneficio vigente sobre la boleta final, en comparación del que se haría sobre el costo de generación del gas, que es el ítem menos jugoso en comparación con la distribución. A fines de mayo pasado, un aliado reflexionó ante Infobae: “Nos mandaron a activar un palazo en las facturas, con el invierno que se asoma y quieren, en paralelo, que discutamos el etiquetado frontal de los alimentos. Uno trata de comprender, pero es cada vez más difícil”.

Días atrás, el silvestre provincial y semi dialoguista José María Carambia (Moveré Santa Cruz) presentó un proyecto para imponer una “bonificación adicional por ‘Zona Polar’, aplicable a los consumos residenciales de gas natural por redes y al gas propano” para su distrito y Tierra del Fuego, que será “equivalente al SETENTA POR CIENTO (70%) de los cuadros tarifarios plenos establecidos por el ENARGAS”. En tanto, el segundo artículo plantea que “los usuarios residenciales comprendidos en el Régimen Zona Polar gozarán de la exención del Impuesto al Valor Agregado (IVA) respecto de la prestación del servicio público de gas natural por redes y gas propano”.

“Durante los últimos años, los aumentos tarifarios impactaron fuertemente sobre los usuarios residenciales de la región, generando facturas imposibles de afrontar para miles de vecinos. La eliminación de bonificaciones, la reducción de subsidios diferenciales y el incremento sostenido de tarifas provocaron un deterioro significativo en la capacidad de pago de los hogares patagónicos”, señaló Carambia en los fundamentos de su propuesta.

Según el -por momentos- indescifrable legislador, “a ello se suma una realidad paradójica: Santa Cruz es una de las principales provincias productoras de gas natural de la Argentina”. Y agregó: “La región aporta recursos energéticos estratégicos para el país, mientras sus habitantes afrontan costos crecientes para acceder a un servicio esencial”.

En las picardías pinceladas dentro de lo que aprobó Diputados sobre zonas frías -por caso, deudas-, la Nación expuso también a las provincias, con situaciones similares y la lupa direccionada hacia cómo se fondearon campañas electorales. Un puñado de parlamentarios conoce a la perfección ciertas historias. No sólo eso: se volvió a poner, en el foco de atención, el pisotón de mamut sobre fondos fiduciarios para defender, como sea, el superávit fiscal, el corazón del programa libertario.

Bullrich nunca tuvo en cuenta a Carambia para la aprobación de leyes, desde diciembre pasado. Tampoco, a Natalia Gadano. No obstante, a la observación del primero se suman aliados que siempre buscan un entendimiento más viable y sano con el Ejecutivo y que, en este caso, ya no sólo le avisaron a Bullrich, sino también a otros funcionarios relacionados con el tema y responsables políticos de peso.

Para el último caso, se empezó a sospechar de los mensajes que traslada la porteña hacia Balcarce 50. El papelón por los pliegos judiciales de la semana pasada y el insólito -y casi eterno- cruce de llamadas en medio de la sesión confirmaron las dudas de un puñado de legisladores -incluso, propios- sobre ex ministra de Seguridad. Esto ya ocurrió durante la primera mitad de la gestión. No terminó bien para el oficialismo.

El Gobierno de El Salvador obtuvo este 10 de junio la aprobación legislativa para suscribir un préstamo de hasta 3 millones de dinares kuwaitíes, equivalentes a 9,689.609,51 dólares, con el Fondo de Kuwait para el Desarrollo Económico Árabe.

Estos recursos financiarán la construcción de la Planta Solar Fotovoltaica de San Matías, ubicada en el municipio de La Libertad, con el objetivo de ampliar la capacidad instalada de generación eléctrica a partir de fuentes renovables.

La decisión se adoptó de manera unánime en la Comisión de Hacienda de la Asamblea Legislativa y fue ratificada en sesión plenaria ordinaria con 56 votos a favor. El dictamen establece que el Ministerio de Hacienda será el encargado de suscribir el contrato de préstamo, el cual tendrá un plazo de 25 años y contemplará tres años de gracia, bajo una tasa de interés fija de 2.5 % anual.

Según explicó el diputado William Soriano, los fondos permitirán impulsar la incorporación de tecnología solar fotovoltaica en la matriz energética nacional. Por lo que, la inversión busca “contribuir a satisfacer la demanda nacional eléctrica y fortalecer la resiliencia ante los riesgos del cambio climático”.

Según el parlamentario, la planta generará energía limpia que se canalizará directamente hacia la red de distribución eléctrica para consumo masivo.

El proyecto de la Planta Solar Fotovoltaica de San Matías contempla la instalación de paneles solares terrestres, estaciones de inversores, una subestación equipada con dos transformadores, la conexión con la red nacional, vías de acceso y edificaciones destinadas a control y operación.

Las obras iniciales incluirán la habilitación de accesos, la colocación de un cerco perimetral y la preparación del terreno. Posteriormente, se ejecutarán trabajos de canalización subterránea para el cableado eléctrico, nivelación y compactación de la zona, así como la construcción de infraestructura hidráulica para el manejo de aguas pluviales y estructuras para el montaje de los equipos.

Es decir la energía solar constituye un recurso limpio, constante y con un alto potencial de desarrollo en el país. El impulso a proyectos de esta naturaleza se alinea con el objetivo de incrementar la proporción de energía renovable en la matriz nacional, reducir la dependencia de fuentes fósiles y generar nuevas oportunidades de empleo en el sector.

Estándares internacionales y tecnología avanzada en la construcción de la planta

El préstamo aprobado por la Asamblea Legislativa se enmarca en los esfuerzos del gobierno por diversificar las fuentes de financiamiento internacionales y responder a los compromisos de sostenibilidad ambiental. El Fondo de Kuwait para el Desarrollo Económico Árabe es una entidad financiera internacional con experiencia en la financiación de proyectos de infraestructura energética en países en desarrollo.

La Planta Solar Fotovoltaica, según documentos oficiales, transformará la radiación solar en electricidad a gran escala mediante el efecto fotovoltaico. La energía generada será inyectada a la red nacional, aportando al abastecimiento del consumo eléctrico del país y contribuyendo a la mitigación de emisiones contaminantes.

El proceso de construcción prevé la ejecución de obras civiles y eléctricas bajo estándares internacionales de eficiencia y seguridad. Entre los componentes clave figuran la instalación de inversores, transformadores y salas eléctricas, así como la integración de sistemas de monitoreo y control para optimizar el funcionamiento de la planta.

Las autoridades estiman que el proyecto fortalecerá la seguridad energética y permitirá responder a la creciente demanda de electricidad, al tiempo que favorecerá la transición hacia un modelo energético más sostenible. De acuerdo con lo expuesto en la sesión legislativa, el crédito deberá ser cancelado en un plazo de 25 años, con tres años de periodo de gracia, lo cual permitirá gestionar el repago conforme al flujo de ingresos esperados por la operación de la planta.

La apuesta por la energía solar se presenta como una alternativa estratégica para enfrentar los desafíos del cambio climático y potenciar el desarrollo económico de El Salvador, al integrar tecnología de última generación en la producción de electricidad.

Las pilas AA y AAA están presentes en casi todos los hogares: controles remotos, juguetes, linternas, relojes y ratones inalámbricos dependen de ellas a diario. Aun así, pocas personas saben qué significan esas letras ni por qué estos dos formatos terminaron por imponerse sobre tantos otros.

La respuesta a esa pregunta no es técnica, sino histórica. A medida que la electrónica se expandió durante el siglo XX, cada fabricante producía sus propias baterías con dimensiones distintas, lo que encarecía los productos y complicaba la vida de los consumidores. Fue esa falta de orden la que llevó a organismos reguladores y empresas del sector a acordar un sistema unificado de nomenclatura.

El resultado fue una clasificación por letras que ordenó los tamaños de las pilas cilíndricas de menor a mayor: A, B, C y D. Cuando los dispositivos electrónicos comenzaron a reducir su tamaño y consumo energético, el sistema se extendió con variantes más compactas —AA, AAA e incluso AAAA— que siguieron la lógica de la miniaturización.

Qué significan las letras AA y AAA en las pilas

Las letras no refieren a ninguna característica química ni a una marca registrada: indican, ante todo, el tamaño físico de la pila. Dentro del sistema de clasificación cilíndrica, la A fue el primer formato estándar. La AA es una versión más pequeña, y la AAA, más pequeña aún. Las dimensiones y designaciones de estos formatos están reguladas por la norma IEC 60086-2 de la Comisión Electrotécnica Internacional y la norma ANSI C18.1M del American National Standards Institute, que establecen los estándares internacionales para baterías cilíndricas y su nomenclatura.

La pila AA tiene un diámetro y una longitud que la ubican en un punto intermedio entre potencia y compacidad. La pila AAA es más fina y liviana, pensada para dispositivos que requieren menos energía o que priorizan el espacio reducido, como controles remotos pequeños, algunos juguetes y gadgets portátiles. La AAAA, todavía más compacta, queda reservada para dispositivos muy específicos como los lápices digitales para tabletas.

Las pilas A y B, que dieron origen al sistema, fueron populares en las primeras radios y aparatos electrónicos del siglo pasado. Cada una alimentaba una parte distinta del circuito. Con la llegada de los semiconductores y la reducción del consumo energético de los dispositivos, ambos formatos quedaron relegados a equipos antiguos o de colección.

Cuál es la diferencia entre las pilas

Más allá del tamaño, la diferencia entre la AA y la AAA tiene consecuencias directas en el rendimiento. La pila AA ofrece mayor capacidad energética, lo que se traduce en una vida útil más larga dentro del dispositivo. Esa combinación de potencia y tamaño contenido la convirtió en el formato preferido por la industria.

Este tipo se consigue en supermercados, farmacias, kioscos y tiendas de electrónica, y existe en tres variantes principales: alcalina, recargable de hidruro metálico de níquel (NiMH) y de litio. Esa versatilidad explica su presencia en juguetes, ratones inalámbricos, controles de televisión y linternas, entre otros productos.

La pila AAA, en cambio, prioriza el peso reducido y las dimensiones más estrechas. Su menor capacidad energética la orienta hacia aparatos de bajo consumo, y la industria refleja esa lógica: controles remotos y teclados inalámbricos que antes requerían AA migran progresivamente a modelos diseñados para el formato más pequeño, acorde con la reducción general del peso de los productos electrónicos.

Ambos formatos utilizan una tensión nominal de 1,5 voltios en sus versiones alcalinas estándar, aunque difieren en la cantidad de energía que pueden almacenar y liberar a lo largo del tiempo.

Consejos para extender la vida útil de las pilas

El primer punto a tener en cuenta es no mezclar pilas nuevas y usadas en un mismo dispositivo, ya que esa combinación puede dañar el aparato y acelera el agotamiento de las pilas con mayor carga.

El almacenamiento también incide en la duración. Lo recomendable es guardarlas en lugares secos y con buena ventilación, lejos de fuentes de calor. La humedad y las temperaturas elevadas deterioran la química interna de la pila antes de que llegue al dispositivo.

Cuando un equipo no se va a utilizar por un período prolongado, conviene retirar las pilas del compartimento. Las pilas agotadas o dañadas pueden tener fugas que corroen los contactos metálicos y arruinan el aparato de forma permanente. Las guías de seguridad y mantenimiento recomendadas por organismos internacionales, como la IEC (Comisión Electrotécnica Internacional, por sus siglas en inglés International Electrotechnical Commission), se alinean con estos consejos prácticos para el uso y almacenamiento adecuado de las pilas.

El valor de la factura de electricidad puede aumentar más de lo esperado debido a un fenómeno poco visible conocido como “consumo fantasma” o “energía vampiro”. Aunque muchos aparatos parecen estar apagados, algunos continúan utilizando electricidad mientras permanecen conectados a la red, lo que puede representar entre el 5 % y el 10 % del consumo total de un hogar, según estimaciones de la Agencia Internacional de Energía (AIE).

Esta situación ha llevado a organismos como la Procuraduría Federal del Consumidor (Profeco) a advertir sobre el impacto que tienen los electrodomésticos que permanecen enchufados las 24 horas del día. Aunque el gasto individual de cada aparato puede parecer insignificante, la suma de todos ellos termina reflejándose en la factura mensual.

Además, la expansión de los dispositivos inteligentes ha hecho que este fenómeno sea cada vez más común. Muchos equipos modernos permanecen conectados a internet de forma constante para recibir actualizaciones o mantenerse sincronizados, lo que implica un consumo permanente de energía.

Qué es el consumo fantasma y por qué ocurre

El consumo fantasma se produce cuando un aparato continúa utilizando electricidad aun cuando no está siendo utilizado de manera activa.

Esto ocurre porque muchos dispositivos permanecen en modo de espera o mantienen determinadas funciones funcionando en segundo plano. Elementos como relojes digitales, luces LED indicadoras, sensores o sistemas de conexión inalámbrica requieren un suministro constante de energía.

Los expertos señalan que cualquier dispositivo que tenga una luz encendida, una pantalla con información o un sistema que pueda activarse mediante control remoto está consumiendo electricidad, incluso si aparentemente se encuentra apagado.

Los aparatos que más contribuyen al consumo oculto

Aunque televisores y microondas suelen ser los equipos más señalados cuando se habla de consumo en modo de espera, existen otros dispositivos que pueden tener un impacto significativo en el gasto energético del hogar.

Consolas de videojuegos

Las consolas modernas permanecen conectadas a internet para descargar actualizaciones, sincronizar partidas y ofrecer funciones de encendido rápido. Esto hace que continúen utilizando energía aun cuando no se están utilizando.

Computadoras

Las computadoras de escritorio y portátiles también pueden seguir consumiendo electricidad cuando están suspendidas o conectadas a la corriente. En algunos casos, periféricos como impresoras, monitores y altavoces también permanecen activos.

Cargadores

Los cargadores de teléfonos móviles, tabletas y otros dispositivos electrónicos continúan absorbiendo pequeñas cantidades de energía mientras permanecen conectados al enchufe, incluso si no tienen ningún aparato conectado.

Refrigeradores

La nevera es uno de los pocos electrodomésticos que necesita permanecer encendido de forma continua. Sin embargo, su consumo puede incrementarse debido a factores como la temperatura exterior, la antigüedad del aparato o un mantenimiento inadecuado.

La tecnología inteligente ha incrementado el problema

El avance de los hogares conectados ha hecho que el consumo fantasma sea más frecuente.

Asistentes virtuales, televisores inteligentes, altavoces conectados y otros dispositivos permanecen en un estado de alerta permanente para responder a comandos, descargar actualizaciones o mantenerse sincronizados con otros equipos.

Esto significa que una parte del consumo eléctrico doméstico se produce sin que los usuarios sean plenamente conscientes de ello.

La Agencia Internacional de Energía advierte que, en regiones donde el uso de dispositivos electrónicos es más intensivo o las temperaturas son elevadas, el impacto del consumo fantasma puede ser todavía mayor.

Cómo reducir el gasto eléctrico

Los especialistas recomiendan desconectar los cargadores cuando no estén en uso y apagar completamente aquellos aparatos que no necesiten permanecer en modo de espera.

Otra alternativa consiste en utilizar regletas con interruptor, que permiten desconectar varios dispositivos al mismo tiempo y evitar que continúen consumiendo electricidad innecesariamente.

Asimismo, optar por electrodomésticos con certificaciones de eficiencia energética y revisar periódicamente el estado de los equipos puede ayudar a reducir el gasto mensual.

Aunque el consumo de cada dispositivo por separado es relativamente pequeño, el efecto acumulado de múltiples aparatos conectados durante todo el día puede representar una parte importante de la factura eléctrica.

Encender un ventilador de techo o poner el aire acondicionado no tiene el mismo efecto sobre la casa ni sobre la factura de la luz. El primero puede funcionar durante horas con un gasto bajo, pero no enfría realmente la habitación. El segundo sí reduce la temperatura de la vivienda, aunque consume mucha más electricidad y su coste depende del modelo, la tarifa, el aislamiento y la temperatura elegida.

La diferencia se entiende mejor con una cuenta sencilla. Un ventilador de techo de 50 vatios consume 0,05 kWh por cada hora de uso. Si se mantiene encendido durante ocho horas, el consumo sería de unos 0,4 kWh. Tomando como referencia un precio eléctrico de 0,25 euros por kWh, más cercano a una referencia doméstica general, el coste rondaría los 10 céntimos.

Un aire acondicionado de 1.500 vatios, en cambio, podría consumir 1,5 kWh por cada hora de funcionamiento si trabajara de forma continua a esa potencia. En ocho horas, el gasto llegaría a 12 kWh, con un coste aproximado de 3 euros con el mismo precio de referencia. La cifra debe tomarse como una orientación, no como un cálculo exacto: muchos modelos actuales son inverter, es decir, ajustan su potencia y pueden consumir menos cuando la habitación alcanza la temperatura marcada.

Por eso el gasto real puede ser menor y dependerá también de la tarifa, la hora de consumo, el aislamiento de la vivienda y los grados elegidos en el termostato.

El ventilador refresca a las personas, no la habitación

La clave está en cómo funciona cada aparato. El aire acondicionado extrae calor del interior y baja la temperatura real de la estancia. Por eso necesita más energía, especialmente si se programa a una temperatura muy baja o si la vivienda está mal aislada.

El ventilador de techo funciona de otra manera. No reduce los grados de la habitación, sino que mueve el aire y genera una corriente sobre la piel. Ese movimiento favorece la evaporación del sudor y hace que la persona note una sensación de frescor. El Instituto para la Diversificación y Ahorro de la Energía (IDAE) explica que el movimiento del aire puede producir una sensación de descenso de la temperatura de entre 3 y 5 ºC, con un consumo eléctrico muy bajo.

Por su parte, la Organización de Consumidores y Usuarios (OCU) recuerda que, como los ventiladores no reducen la temperatura del aire ni refrigeran realmente la estancia, dejarlos encendidos cuando no hay nadie dentro no mantiene el cuarto fresco: solo añade consumo eléctrico.

El termostato también pesa en la factura

El aire acondicionado puede ser necesario en días de calor intenso, sobre todo en viviendas que acumulan mucha temperatura o cuando viven personas vulnerables. Pero su impacto en la factura cambia mucho según el uso. El IDAE recomienda mantener en verano una temperatura de 26 ºC o superior con ropa adecuada, ventilar en las horas más frescas y bajar toldos o cerrar persianas para reducir el calentamiento de la vivienda.

Poner el aparato a una temperatura muy baja no enfría antes la casa. Lo que hace es obligar al equipo a trabajar más para alcanzar y mantener esos grados. Por eso no cuesta lo mismo programarlo a 19 ºC que usarlo a 25 o 26 ºC. La diferencia puede notarse especialmente si se mantiene encendido durante muchas horas.

La opción más eficiente en muchos hogares no pasa necesariamente por elegir entre ventilador o aire acondicionado, sino por combinarlos. El ventilador ayuda a repartir mejor el aire y mejora la sensación térmica, lo que permite subir algunos grados el termostato sin perder confort.

Una tormenta eléctrica con lluvia fuerte, truenos y nubes negras cubrió Filadelfia. Benjamin Franklin aprovechó el clima para realizar su experimento en junio de 1752. Acompañado únicamente por su hijo William, llegó en secreto a un descampado con un objetivo claro: demostrar que los rayos de las tormentas eran descargas eléctricas naturales.

Para lograrlo, elevaron un barrilete de seda con una punta de alambre y una llave metálica atada al hilo de cáñamo. Al pasar la nube de tormenta, las fibras del hilo empezaron a erizarse debido a la estática ambiental. Franklin acercó su nudillo a la llave y una chispa saltó hacia su piel, demostrando la presencia de carga eléctrica que luego utilizó para llenar una botella de Leyden, el primer condensador eléctrico de la historia.

La historiografía sitúa tradicionalmente este hecho el 10 de junio de 1752, una fecha establecida por biografías posteriores, ya que el científico no registró el día exacto en sus documentos. Este experimento eliminó las explicaciones sobrenaturales sobre las tormentas, validó sus teorías previas y abrió el camino para el desarrollo inmediato del pararrayos.

Los primeros años

Benjamin Franklin nació el 17 de enero de 1706 en el seno de una familia humilde dedicada a la fabricación de velas. Fue el decimoquinto de diecisiete hermanos y, aunque su educación formal terminó abruptamente a los diez años por falta de recursos económicos, su insaciable sed de conocimiento lo convirtió en un lector autodidacta excepcional.

A los doce años ingresó como aprendiz en la imprenta de su hermano James, un taller que se transformó en su verdadera universidad y donde descubrió el poder de la palabra escrita. Pero el clima dejó de ser agradable cuando comenzaron las constantes disputas familiares.

Al llegar a Filadelfia en 1723, consiguió trabajo en el taller del impresor Samuel Keimer. Su talento llamó la atención del gobernador de Pensilvania, Sir William Keith, quien le prometió financiarlo para establecer su propia imprenta y lo convenció de viajar a Londres para comprar equipamiento. Le había asegurado que le mandaría cartas de crédito como aval bancario, pero cuando llegó a Inglaterra, en 1724, descubrió que el gobernador lo había engañado y que esos avales jamás existieron.

Varado y sin dinero, Franklin subsistió trabajando como tipógrafo en imprentas londinenses, donde perfeccionó sus conocimientos técnicos y amplió su formación intelectual antes de ahorrar para el pasaje de regreso.

De regreso en Filadelfia en 1726, Franklin retomó sus proyectos con la experiencia adquirida durante su estancia en Londres. Al año siguiente fundó el Junto, una sociedad dedicada al intercambio de ideas filosóficas, científicas y políticas; y en 1728, al fin pudo abrir su propio taller de impresión.

Desde entonces, marcó el comienzo de un ascenso extraordinario impulsado por su destacada disciplina y un notable talento para los negocios. Poco después adquirió el Pennsylvania Gazette y lo transformó en uno de los medios más influyentes de las colonias estadounidenses. Su popularidad alcanzó nuevas dimensiones con la publicación del Almanaque del pobre Richard, una obra con consejos prácticos y aforismos que se convirtió en un éxito editorial y consolidó su fortuna.

Lejos de conformarse con el éxito económico, Franklin utilizó su prestigio para impulsar importantes iniciativas destinadas a mejorar la vida de la comunidad. Promovió la creación de la primera biblioteca pública de suscripción de las colonias, colaboró en la organización del primer cuerpo de bomberos voluntarios de Filadelfia y participó en la fundación de la academia que más tarde daría origen a la Universidad de Pensilvania. Estas acciones fortalecieron su reputación como uno de los ciudadanos más comprometidos con el progreso social y el desarrollo intelectual de su tiempo.

Hacia la década de 1740, con su situación económica plenamente resuelta, Franklin comenzó a dedicar gran parte de su energía a la investigación científica. Uno de sus primeros logros fue la invención de la estufa Franklin, una innovadora chimenea de hierro que mejoraba la eficiencia de la calefacción doméstica y cuya patente rechazó para que pudiera beneficiar libremente a la sociedad. Paralelamente, desarrolló un profundo interés por la meteorología y los fenómenos atmosféricos, estudiando la corriente del Golfo y observando el comportamiento de las tormentas. Esa fascinación por la electricidad y las fuerzas de la naturaleza culminaría en junio de 1752 con su célebre experimento de la cometa, una experiencia que lo convertiría en una de las figuras más emblemáticas de la historia de la ciencia.

La investigación sobre la electricidad

Durante el siglo XVIII, la naturaleza de los rayos era uno de los grandes misterios de la ciencia. Numerosos investigadores europeos comenzaron a preguntarse si las pequeñas chispas, crujidos y descargas generados artificialmente en sus laboratorios —mediante la fricción de máquinas electrostáticas— podían estar relacionados, a gran escala, con los rayos y truenos de las tormentas que se producían en la atmósfera. Estas inquietudes dieron origen a diversas teorías y experimentos destinados a comprobar si la electricidad casera y la energía del cielo compartían las mismas leyes físicas.

Entre los principales antecedentes se encuentran las especulaciones del físico francés Jean-Antoine Nollet, quien tuvo ideas que impulsaron un intenso debate sobre la naturaleza eléctrica de los rayos. Pero la cuestión adquirió mayor relevancia en Francia, al punto de convertirse en tema de concursos académicos y de numerosas discusiones científicas.

En 1750, el médico, biólogo y científico francés, Denis Barberet, presentó una teoría en la que proponía una explicación basada en el efecto triboeléctrico, es decir, la generación de electricidad por fricción. Ese mismo año, Franklin comenzó a considerar la posibilidad de que los rayos estuvieran relacionados con la electricidad producida experimentalmente.

En paralelo, el físico Jacques de Romas desarrolló ideas similares y más adelante defendió la independencia de sus investigaciones respecto de las de Franklin. Todos estos aportes reflejan el creciente interés que despertaba el estudio de la electricidad tanto en Europa como en América durante aquella época: las investigaciones de estos científicos sentaron las bases para una serie de experimentos que buscaban demostrar que los rayos y la electricidad eran manifestaciones de un mismo fenómeno natural.

Los experimentos con pararrayos y la propuesta de Franklin

Con la idea de verificar sus hipótesis, Franklin propuso hacia 1750 un experimento basado en el uso de varillas metálicas conductoras capaces de atraer la electricidad presente en las nubes de tormenta y almacenarla en una botella de Leyden, uno de los primeros dispositivos utilizados para acumular carga eléctrica.

Esa misma propuesta fue puesta en práctica por el naturista Thomas-François Dalibard en Marly-la-Ville, Francia, en mayo de 1752. Pudo demostrar que era posible extraer electricidad de la atmósfera mediante estructuras metálicas elevadas. Ese resultado reforzó la teoría de Franklin sobre la naturaleza eléctrica de los rayos antes de que él mismo pudiera comprobarlo.

Según los registros de la época, Franklin planeaba inicialmente realizar su experimento utilizando una varilla conductora instalada en la cima de la Iglesia de Cristo de Filadelfia. Sin embargo, investigaciones posteriores indican que la aguja de esa iglesia fue colocada recién en 1754, casi dos años después la fecha en la que se cree que Franklin pretendía llevar a cabo la prueba. Esta discrepancia llevó a cuestionar la veracidad de esa versión y sugiere que el científico debió recurrir a otros métodos.

Impaciente por los retrasos en la construcción de la estructura y decidido a continuar sus investigaciones, comenzó a buscar una alternativa más inmediata que le permitiera alcanzar las alturas necesarias para estudiar la electricidad atmosférica. De esa búsqueda surgió el célebre experimento de la cometa o barrilete, considerado como una de las demostraciones científicas más conocidas del siglo XVIII.

No obstante, el éxito y la posterior difusión de estos experimentos también pusieron de manifiesto los riesgos asociados al estudio de la electricidad atmosférica. En agosto de 1753, el científico Georg Wilhelm Richmann murió en San Petersburgo mientras intentaba replicar el procedimiento utilizando una varilla no aislada. Durante el experimento fue alcanzado por una descarga eléctrica asociada, según se cree, a un fenómeno similar al rayo globular. Su grabador, Iván Sokolov, que estaba con él en el momento del accidente, sobrevivió.

El experimento de la cometa

El experimento consistía en hacer volar una cometa de seda durante una tormenta para captar la electricidad presente en las nubes. En la parte superior, colocó un alambre metálico puntiagudo que era capaz de atraer la carga eléctrica atmosférica. Esa cometa, además, estaba unida a una cuerda de cáñamo que, al humedecerse con la lluvia, se convertía en un conductor eficaz de la electricidad.

Para evitar accidentes durante la prueba, Franklin tomó varias precauciones: él y su hijo William permanecieron resguardados bajo un techo, desde donde manipulaban el objeto. En el extremo inferior de la cuerda conductora ató una llave metálica conectada a una botella de Leyden, dispositivo empleado para almacenar carga eléctrica. Entre la cuerda húmeda y su mano puso una cinta de seda seca que actuaba como aislante y reducía el riesgo de descarga.

A medida que la tormenta avanzaba, Franklin observó que los filamentos sueltos de la cuerda se erizaban y se repelían entre sí, una señal de que estaban electrificados. Al acercar su nudillo a la llave metálica, comprobó la presencia de pequeñas chispas eléctricas y logró cargar la botella de Leyden. Aunque la cometa nunca fue alcanzada directamente por un rayo —lo que probablemente habría resultado fatal—, las observaciones de su experimento le permitieron saber que los rayos y la electricidad generada en los experimentos de laboratorio correspondían al mismo fenómeno físico.

El experimento fue descrito por Franklin en octubre de 1752 y rápidamente se convirtió en una de las demostraciones más célebres de la historia de la ciencia, ya que proporcionó una evidencia determinante de la naturaleza eléctrica de los rayos y sentó las bases para el posterior desarrollo del pararrayos.

A partir de 2026, el Gobierno implementó un nuevo sistema para otorgar subsidios en los servicios de luz y gas domiciliarios. El plan, denominado Subsidios Energéticos Focalizados (SEF), introdujo un único criterio para la distribución de beneficios en electricidad, gas natural, gas propano por red y garrafas de 10 kilos. El acceso está limitado a quienes cumplan determinadas condiciones socioeconómicas y patrimoniales, bajo un mecanismo unificado y digital.

El sistema aplica un procedimiento uniforme y criterios de elegibilidad comunes para todos los solicitantes. La gestión se realiza exclusivamente a través de una plataforma oficial, que evalúa la situación económica de cada hogar.

Actualmente, solo hay dos categorías: quienes acceden al subsidio y quienes quedan excluidos por no reunir los requisitos. El umbral principal es que los ingresos del grupo familiar no superen el equivalente a tres Canastas Básicas Totales fijadas por el Instituto Nacional de Estadística y Censos (Indec). También se consideran situaciones especiales, como poseer Certificado Único de Discapacidad (CUD) o estar registrado en el ReNaBaP.

El trámite debe efectuarse exclusivamente en el sitio oficial del Ministerio de Economía (argentina.gob.ar/subsidios). Quienes ya estaban inscriptos en el antiguo registro (RASE) no necesitan volver a anotarse, ya que sus datos se migraron de manera automática al nuevo Registro de Subsidios Energéticos Focalizados (ReSEF). Deben iniciar el trámite quienes nunca accedieron al beneficio, quienes eran beneficiarios de la Tarifa Social de Gas o del Programa Hogar, y aquellos que modificaron su situación personal o económica.

Documentación y requisitos

Para acceder al portal, se requiere una cuenta en Mi Argentina, con CUIL y clave personal. En la plataforma, es posible verificar el estado del subsidio, revisar solicitudes anteriores y solicitar revisiones si la información no coincide con la realidad del hogar.

La postulación exige informar sobre la titularidad del servicio y la composición familiar. Entre los datos requeridos se encuentran número de medidor y cliente, DNI y número de trámite, CUIL de todos los integrantes mayores de 18 años y un correo electrónico activo. El proceso se realiza mediante declaración jurada; parte de los datos se completa de forma automática, pero el solicitante debe revisar y actualizar la información restante.

El requisito central es que los ingresos netos del hogar no excedan el valor de tres Canastas Básicas Totales para un hogar tipo 2. Hay excepciones para personas con discapacidad, excombatientes de Malvinas y residentes en barrios populares. El Estado realiza controles cruzados para validar la información, y puede aprobar o rechazar la solicitud según los datos presentados.

Beneficio y aplicación en facturas

Una vez aprobado el beneficio, el descuento se aplica directamente en la factura del servicio. En electricidad, la bonificación general alcanza el 50% sobre un bloque definido de consumo. En el caso del gas por red, el descuento del 50% se otorga durante los meses de mayor demanda, y no se aplica en períodos de menor consumo. En 2026 se incorporó una rebaja extra del 25% en enero, que se reduce de manera gradual hasta fin de año. Para las garrafas de 10 kilos, el descuento se aplica en la compra, siempre que el registro esté vigente y el pago se realice de forma electrónica.

En mayo, el Gobierno dispuso una actualización del esquema, sumando una bonificación adicional del 25% sobre el consumo de los usuarios de gas natural y gas propano indiluido por redes comprendidos en el Régimen SEF.

Cómo pedir el subsidio

1- Verificar si corresponde inscribirse

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

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

2- Acceder a la plataforma oficial

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

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

Las funciones principales del portal incluyen:

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

3- Reunir la documentación necesaria

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

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

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

4- Completar la inscripción en el ReSEF

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

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

5- Evaluación de requisitos

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

El sistema contempla situaciones específicas, como:

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

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

6- Notificación y aplicación del subsidio

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

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

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

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

7- Consultas, revisiones y actualizaciones

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

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

Perú entra en una nueva etapa en la gestión del consumo eléctrico con la aprobación de una norma para habilitar los esperados Sistemas de Medición Inteligente (SMI), una regulación que exige a las empresas distribuidoras instalar medidores digitales en hogares y empresas de todo el país.

La medida, oficializada por el Ministerio de Energía y Minas (MINEM) a través de la Resolución Ministerial N° 188-2026-MINEM/DM, establece especificaciones técnicas obligatorias para los nuevos dispositivos y marca el inicio de una modernización masiva de la red eléctrica nacional.

¿Cómo ayudarán los medidores inteligentes en la vida diaria?

La normativa, publicada el 30 de abril de 2026, exige que los medidores inteligentes cumplan parámetros mínimos de precisión, seguridad, interoperabilidad y eficiencia.

Los SMI permitirán a los usuarios monitorear su consumo en tiempo real, consultar información diaria desde el celular y acceder a tarifas eléctricas dinámicas y diferenciadas.

El principal objetivo es garantizar la compatibilidad con la infraestructura eléctrica existente y futura, mejorar la facturación, optimizar la calidad del servicio y facilitar la integración de nuevos servicios digitales.

El despliegue será gradual y estará bajo la supervisión del MINEM. Según el organismo regulador Osinergmin, la gestión eficiente de la red eléctrica con SMI mejorará la detección de fallas, la lectura remota de consumos y la protección de datos del usuario.

El costo de los medidores será asumido por las empresas distribuidoras, aunque los gastos de mantenimiento y reposición se abonarán mensualmente en la tarifa de los usuarios.

Del celular al ahorro: la visión del sector privado

Según Leonel Lazo, Gerente de Marketing de Legrand/BTicino, la llegada de los SMI cambia por completo la relación de los hogares y empresas con la electricidad.

Ya no dependerán de estimaciones mensuales ni de visitas de técnicos para la lectura. Los usuarios podrán visualizar su consumo eléctrico en tiempo real, desde su celular o cualquier dispositivo conectado, y tomar decisiones informadas para optimizar el uso de energía.

Estos sistemas ofrecerán acceso a tarifas diferenciadas según el horario de consumo, lo que permitirá aprovechar las horas valle para ahorrar en la factura eléctrica.

Además, los usuarios podrán detectar desperdicios, programar el uso de electrodomésticos en horarios más económicos y tener un mayor control sobre sus gastos energéticos.

“La transparencia y la información detallada cambiarán los hábitos de consumo y facilitarán la adopción de tecnologías inteligentes en el hogar”, dijo para Infobae Perú.

¿Qué implica la nueva norma para hogares y empresas?

Según Lazo, la masificación de los medidores inteligentes será un punto de inflexión para la adopción de soluciones de automatización y gestión energética.

“Cuando un usuario puede visualizar y entender su consumo en tiempo real, empieza a tomar decisiones más eficientes sobre iluminación, climatización, horarios de uso y automatización de equipos”, afirmó el vocero.

En la práctica, los SMI permitirán detectar consumos anómalos, recibir alertas por eventuales fallas y acceder a plataformas conectadas para el control de la energía.

Estos beneficios no solo impactarán en la economía familiar, sino también en la sostenibilidad y la seguridad eléctrica, señala Legrand/BTicino.

Industria, comercios y grandes consumidores: impacto en el sector productivo

La digitalización del consumo eléctrico también tendrá un efecto directo en el sector empresarial e industrial. Lazo remarcó que los medidores inteligentes permitirán una mejor gestión de costos operativos, mantenimiento predictivo e integración de tecnologías de automatización.

Sectores como data centers, minería, manufactura, retail, oficinas, hospitales y hoteles demandan cada vez más soluciones eficientes para optimizar la gestión energética y garantizar la continuidad operativa.

Los datos obtenidos en tiempo real ayudarán a las empresas a identificar picos de consumo, planificar el uso de equipos críticos, reducir interrupciones y mejorar la eficiencia general.

Además, los SMI facilitarán la introducción de tarifas dinámicas, la integración de recursos energéticos distribuidos y la reducción de pérdidas técnicas y no técnicas en la red, contribuyendo a una infraestructura más moderna y sostenible.

Barreras, desafíos y el problema de la piratería eléctrica

El avance hacia un sistema eléctrico digitalizado enfrenta retos importantes. Lazo reconoció que existen obstáculos como la falta de información sobre los beneficios de los SMI, la resistencia al cambio y desafíos de infraestructura y capacitación técnica, tanto en el sector público como privado.

Un problema adicional es la piratería de productos eléctricos: según datos de EPEI Perú, aproximadamente 12 millones de productos eléctricos ilegales ingresan al país cada año, lo que coloca a Perú como el principal consumidor de productos falsificados en Latinoamérica.

Estos productos representan un riesgo serio para la seguridad de las personas y las instalaciones, pues no cumplen normas técnicas ni estándares internacionales.

La industria formal invierte en certificaciones, pruebas de calidad y educación al consumidor para promover la elección de productos seguros y garantizar una modernización eléctrica a la altura de los desafíos actuales.

Más allá del hogar: oportunidades y expansión de la digitalización

El despliegue de medidores inteligentes abre nuevas oportunidades para la expansión de la digitalización en todo el país. Legrand y BTicino proyectan un crecimiento de la demanda en ciudades fuera de Lima, como Arequipa, Trujillo, Piura, Cusco y Chiclayo, donde los proyectos inmobiliarios e industriales requieren infraestructura moderna y segura.

Su estrategia incluye una red nacional de distribuidores, programas de capacitación técnicos presenciales y virtuales, y la inauguración de un Centro de Experiencia en Miraflores, Lima, para acercar la innovación y la conectividad a usuarios y profesionales.

La transición energética y la movilidad eléctrica representan también áreas de expansión para el sector. Lazo explicó que la oferta de soluciones para carga de vehículos eléctricos, respaldo de energía, cableado estructurado y automatización responde a una demanda creciente de sistemas conectados, eficientes y sostenibles en viviendas, industrias y edificios comerciales.

Así, la digitalización de la infraestructura eléctrica y la adopción de tecnologías inteligentes permitirán a Perú avanzar hacia una gestión más eficiente, segura y sostenible de la energía, acompañando el crecimiento de ciudades y sectores productivos en todo el país, remarcó.

La optimización energética se ha transformado en uno de los ejes centrales para la competitividad de la minería en el Perú. El aumento de los costos operativos, junto con las crecientes exigencias en sostenibilidad y reducción de emisiones, ha llevado a las empresas del sector a priorizar la eficiencia en el uso de la energía.

Actualmente, la implementación de tecnología y automatización permite que las mineras logren ahorros energéticos de entre 10% y 15% en sus operaciones, de acuerdo con estimaciones del Ministerio de Energía y Minas (MINEM).

Herramientas digitales mejoran la precisión y el monitoreo en plantas mineras

El sector minero consume una parte significativa de la electricidad industrial del país, especialmente en procesos como molienda, bombeo, ventilación y procesamiento de minerales, de acuerdo con un análisis de Jorge Cáceres, Gerente de Planta de Ingeniería y Tecnología Wise.

Para enfrentar este desafío, las compañías están incorporando sistemas de automatización, monitoreo y análisis de datos que permiten identificar pérdidas energéticas y optimizar el rendimiento de los equipos en tiempo real.

El uso de sensores inteligentes y plataformas integradas proporciona información detallada sobre el funcionamiento de compresoras, bombas y ventiladores, facilitando ajustes inmediatos que evitan el sobreconsumo y mejoran la eficiencia.

Precisamente, uno de los retos persistentes es la existencia de sistemas que funcionan de manera aislada dentro de las plantas mineras. La falta de integración dificulta la obtención de una visión global del consumo energético y limita la capacidad de anticipar fallas o detectar sobrecargas.

La tendencia actual apunta a la conexión de operaciones, sensores y equipos críticos a través de plataformas digitales, lo que permite monitorear variables en tiempo real y gestionar la energía de manera integral.

Además, la posibilidad de almacenar energía durante periodos de baja demanda para su uso en horas pico ayuda a reducir costos y estabilizar la operación.

Sostenibilidad y eficiencia: beneficios más allá del ahorro económico

La optimización energética no solo tiene impacto en los costos operativos, sino que también responde a los objetivos de sostenibilidad de las empresas mineras.

La reducción del consumo innecesario de energía contribuye a disminuir emisiones y avanzar hacia operaciones más responsables con el medio ambiente, un aspecto que cobra cada vez mayor relevancia ante inversionistas, clientes y mercados internacionales.

El uso de tecnología avanzada se traduce en una mejora en la reputación corporativa y en la capacidad de competir en mercados globales con estándares ambientales exigentes. explica el portavoz de Wise.

Hacia una minería predictiva y conectada

Entre las tecnologías más usadas destacan los sistemas de automatización industrial, plataformas SCADA (Supervisión, Control y Adquisición de Datos), sensores inteligentes y soluciones de analítica predictiva que permiten supervisar procesos desde centros de control integrados.

Estas herramientas ayudan a estabilizar las operaciones, reducir tiempos improductivos y mejorar el rendimiento energético. Así, la digitalización está modificando la planificación en la minería, favoreciendo un enfoque más predictivo y eficiente.

De acuerdo con Jorge Cáceres, la capacidad de analizar información en tiempo real permite anticipar problemas, optimizar el uso de energía y mejorar la toma de decisiones estratégicas.

Por ello, el sector avanza hacia operaciones más inteligentes, conectadas y responsables, donde la eficiencia energética es un factor determinante para el éxito a largo plazo.

La selección de España se estrena en el Mundial 2026 el próximo 15 de junio ante Cabo Verde en Atlanta, presentándose como la vigente campeona de Europa tras conquistar la Eurocopa de hace dos años en Berlín. Millones de hogares españoles se reunirán ese lunes frente a la televisión, un gesto tan cotidiano que, además de la alegría y la emoción, tiene un impacto directo y medible sobre la factura de la luz y sobre la red eléctrica nacional.

Por norma general, durante los encuentros de un evento deportivo de estas características, el consumo eléctrico doméstico sube entre un 10% y un 30% en las franjas horarias de mayor audiencia. Su traducción final en el recibo mensual depende, sobre todo, del horario en que se disputen los partidos y de la tarifa contratada. De media, ese sobreesfuerzo energético se traduce en un incremento mínimo de entre 0,05 y 0,15 euros por encuentro. Al final, aunque la televisión apenas mueve el contador, los dispositivos que de verdad disparan la factura son aquellos que utilizamos durante el descanso o al final del partido.

Y es que el Mundial de fútbol es uno de los eventos deportivos de mayor audiencia de todo el planeta. La última edición celebrada en Qatar en 2022 congregó a cerca de 5.000 millones de personas, según datos de la Federación Internacional de Fútbol Asociación (FIFA), con la final entre Argentina y Francia rozando los 1.500 millones de espectadores. La edición de este año, que se organiza entre Estados Unidos, México y Canadá, apunta a superar esas cifras. Cuando tantos hogares sintonizan el mismo canal al mismo tiempo, el sistema eléctrico lo nota.

Qué es ‘TV pickup effect’ y por qué importa

El fenómeno tiene nombre propio en los mercados eléctricos anglosajones, donde lo denominan el TV pickup effect. Se trata del incremento brusco de la demanda eléctrica que se produce durante las pausas de grandes retransmisiones televisivas. Al llegar el descanso de un partido o al sonar el pitido final, millones de personas gastan más al mismo tiempo: al encender más luces, abrir la nevera, calentar comida, encender la vitrocerámica o usar el microondas o la cafetera. Cada acción individual consume pocos vatios, pero la suma de millones de hogares actuando en los mismos minutos genera variaciones de demanda que los operadores eléctricos deben anticipar y gestionar.

La magnitud de este fenómeno se refleja claramente con un dato histórico recogido por el operador eléctrico británico National Grid Energy System Operator (NESO). Cuando finalizó el tiempo de descuento del partido entre Inglaterra y Alemania Occidental en las semifinales del Mundial de 1990, la red del Reino Unido absorbió un pico de 2.800 megavatios (MW) en cuestión de minutos, el equivalente a poner en marcha más de 1,1 millones de hervidores eléctricos al mismo tiempo. Aún a día de hoy, siendo el mayor TV pickup registrado en la historia de ese país.

Los partidos de España, los que más mueven el contador

Y cuanto mayor es la audiencia y más decisivo es el encuentro, más pronunciado es el efecto sobre la red. En nuestro país, según datos de Red Eléctrica de España (REE), la final de la Eurocopa 2024 en la que la selección española venció a Inglaterra provocó un incremento de la demanda de aproximadamente 1.000 MW durante el descanso. Al comenzar la segunda parte, el consumo volvió a niveles similares a los del inicio del partido.

Además, durante el Mundial de Qatar de 2022, el partido entre Argentina y México en fase de grupos elevó la demanda eléctrica entre 500 y 1.000 MW en apenas unos minutos al llegar el descanso, según datos de Naturgy Argentina.

Por qué se concentra el consumo en esos minutos

La explicación reside en la sincronización masiva de acciones. Durante el transcurso del partido, buena parte de los espectadores permanece quieta frente a la pantalla, la actividad doméstica se reduce y el consumo eléctrico tiende a estabilizarse o incluso a bajar en ciertos usos del hogar. El descanso rompe ese equilibrio de golpe. En los quince minutos de pausa, o en los instantes posteriores al pitido final, se activan al unísono dispositivos que en condiciones normales se escalonan a lo largo de la tarde o la noche.

La concentración de ese consumo en una ventana de tiempo muy estrecha es precisamente lo que complica la gestión de la red. No se trata de que el consumo total del día sea anormalmente alto, sino de que una fracción de ese consumo se comprime en pocos minutos, lo que exige que la generación disponible responda con igual rapidez.

Cómo se prepara el sistema eléctrico

Los operadores de red se preparan con días e incluso semanas de antelación. Los equipos de previsión analizan variables como el horario del partido, la audiencia esperada, la temperatura exterior, el día de la semana y el comportamiento histórico de la demanda en situaciones comparables. El objetivo es calcular con la mayor precisión posible cuánta potencia adicional necesitará la red y en qué franja horaria.

Para cubrir esos picos, los operadores recurren a herramientas de generación de respuesta rápida. Las centrales hidroeléctricas reversibles o de bombeo son especialmente útiles, ya que pueden aportar potencia adicional en segundos, mucho antes de que una central de ciclo combinado o una planta nuclear pueda ajustar su producción. Los sistemas de almacenamiento energético también ganan protagonismo en este papel, dado que permiten liberar energía de forma casi instantánea cuando la red lo requiere.

Además de gestionar la generación, los operadores monitorizan la red en tiempo real y utilizan mecanismos de ajuste que equilibran oferta y demanda segundo a segundo. En países con interconexiones eléctricas internacionales, como España a través de los cables con Francia y Portugal, esa capacidad de importar o exportar energía de forma rápida añade un margen adicional de flexibilidad.

A pocos días de la segunda vuelta, la campaña presidencial ha concentrado buena parte del debate en seguridad, economía y conflictos sociales. Sin embargo, un tema con impacto directo en inversiones, empleo y costo de vida casi no ha aparecido en la discusión electoral: la energía.

Para Betsy Figueroa, especialista en inversiones, energía e infraestructura, esta ausencia puede pasarle factura al próximo gobierno. La falta de una hoja de ruta clara para acelerar la transición energética y destrabar proyectos renovables podría restarle competitividad al Perú frente a otros países de la región.

“La energía es uno de esos temas que no genera titulares fáciles, pero que está detrás de casi todos los problemas que sí aparecen en el debate político: el costo de la canasta básica, la competitividad de las empresas y el empleo en regiones”, afirma.

Según Figueroa, el sector suele quedar relegado por su complejidad técnica. Pero las decisiones que se tomen en los próximos años marcarán el precio de la electricidad, la capacidad del país para atraer inversiones y el margen de crecimiento de actividades claves como minería, industria y agroexportación.

Inversiones que pueden irse a otros mercados

Uno de los principales riesgos es que el capital destinado a proyectos energéticos sostenibles se dirija a otros países. América Latina compite activamente por atraer inversiones en energías renovables, y mercados como Chile, Colombia y Brasil han avanzado con mayor rapidez en marcos regulatorios y condiciones para nuevos proyectos.

“El riesgo más inmediato no es que los proyectos se cancelen, sino que el capital se reubique y vaya a otros mercados”, advierte Figueroa.

La especialista menciona el caso de Colombia, donde los mecanismos regulatorios y los contratos de largo plazo permitieron acelerar la incorporación de energía renovable. En el Perú, en cambio, persisten retrasos que pueden afectar su atractivo frente a otros destinos de inversión.

El tema también toca a la minería. Las grandes compañías que operan en el país tienen compromisos de reducción de emisiones y requieren cada vez más energía limpia para cumplir sus metas ambientales. “Necesitan energía renovable y están dispuestas a firmar contratos de 15 a 20 años para asegurarla”, explica.

Tarifas, empresas y costo de vida

El impacto de una política energética débil no se limita a los grandes proyectos. Actualmente, cerca de la mitad de la matriz eléctrica peruana depende de fuentes no renovables como el gas y el diésel, lo que expone al país a la volatilidad de los mercados internacionales.

“Cada año de retraso en la transición es un año más de dependencia en combustibles cuyo precio no controlamos”, señala Figueroa.

Esa dependencia puede trasladarse a los recibos de electricidad y a los costos de producción de bienes y servicios. Cuando la energía sube, también se encarecen el transporte, la logística, la industria y parte de la cadena que termina llegando al consumidor.

Para las pequeñas y medianas empresas, el golpe puede ser mayor. A diferencia de las grandes compañías, tienen menos margen para absorber incrementos en energía o transporte. En regiones, esa presión puede frenar nuevos proyectos, reducir competitividad y limitar la generación de empleo.

Cobre, litio y una oportunidad pendiente

La discusión energética no solo pasa por cómo producir electricidad. También tiene que ver con el lugar que el Perú quiere ocupar en la economía global de la transición energética. El país es uno de los principales productores mundiales de cobre y cuenta con reservas de litio, dos insumos claves para tecnologías limpias.

El problema, según Figueroa, es que el Perú aún no define cómo aprovechar mejor esa posición. El desafío no es únicamente extraer minerales, sino desarrollar industrias asociadas que permitan capturar más valor.

“Perú tiene los recursos, lo que todavía no tiene es esa deliberación estratégica”, sostiene.

La especialista pone como referencia el caso de China, que pasó de ser proveedor de materias primas a liderar la manufactura global de tecnologías solares gracias a una política industrial sostenida por más de una década. Para Figueroa, el Perú corre el riesgo de quedarse solo en la exportación de minerales si no construye una estrategia de mayor alcance.

Las preguntas para el próximo gobierno

De cara al balotaje, Figueroa considera que los candidatos deberían responder cómo piensan destrabar proyectos renovables que ya cuentan con aprobación técnica, qué condiciones regulatorias impulsarán para contratos de largo plazo de energía limpia y cuándo se reglamentarán las normas pendientes vinculadas a la transición energética.

“Estas preguntas no son un examen técnico. Son una señal de si quien llegue al gobierno entiende que la energía es una decisión estratégica de Estado, no solo un ítem en el plan de gobierno”, concluye.

Según Figueroa, el próximo gobierno deberá definir una política energética con reglas claras para destrabar proyectos renovables, atraer inversiones y reducir la dependencia de combustibles expuestos a la volatilidad internacional.

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

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

Orden correcto de conexión para cargar el celular sin riesgos

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

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

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

Problemas eléctricos y desgaste de cables al cargar un celular

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Crece el consumo eléctrico y se transforma la oferta

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

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

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

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

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

Nuevo esquema de ayuda estatal

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

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

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

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

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

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

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

La factura sube también respecto al año pasado

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

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

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

Reclaman un IVA reducido permanente

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

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

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

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

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

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

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

Emergencias por descargas eléctricas en 2025

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Cuáles son los riesgos eléctricos y eñ desgaste de cables

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

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

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

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

Cuál es el proceso ideal al cargar el celular

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

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

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

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

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

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

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

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

180 millones europeos

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

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

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

¿Qué es y qué hará Aguayo II?

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

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

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

Una inversión de 900 millones

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Un mecanismo dotado de 9.000 millones de euros

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

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

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

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

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

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

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

Qué medidas anticrisis siguen vigentes y cuáles se retiran

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Datos que revelan la magnitud del desafío energético de la IA

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

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

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

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

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

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

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

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

Inteligencia artificial como servicio esencial en la vida cotidiana

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

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

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

El impacto de los centros de datos y el consumo energético

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Cómo funciona el SEF

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

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

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

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

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

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

Razón del color y variaciones

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

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

Tamaño, peso y materiales de las bolas

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

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

Proceso de instalación y mantenimiento

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

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

Ubicación y criterios para la instalación de las bolas

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

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

Características y funciones de los cables de alta tensión

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

En el AMBA

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

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

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

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

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

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

España duplica las olas de calor en cuatro décadas

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

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

El calor extremo golpea más a los países con salarios bajos

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

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

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