El secretario nacional de Energía, Rodrigo Rodríguez, advirtió que las reglas vigentes reducen el interés de nuevos competidores en las concesiones de distribución eléctrica porque permiten que el operador actual conserve el control si iguala la mayor oferta. Esa condición es uno de los principales aspectos que el Gobierno busca modificar antes de octubre de 2028.

En esa fecha vencen las concesiones de Elektra Noreste (ENSA), EDEMET y EDECHI, empresas responsables de distribuir electricidad en distintas zonas del país. Antes de concluir los contratos, la Autoridad Nacional de los Servicios Públicos deberá convocar un proceso competitivo para vender el paquete mayoritario, correspondiente al menos al 51% de sus acciones.

Rodríguez recordó que, cuando este procedimiento fue realizado entre 2012 y 2013, otras compañías no mostraron interés en participar porque conocían la ventaja que mantenían los concesionarios existentes. Bajo el modelo vigente, explicó, el titular puede conservar las acciones si presenta una oferta igual o superior a la mejor propuesta recibida durante el acto competitivo de concurrencia.

El proyecto de ley 705, presentado por el Ejecutivo, incorpora una precalificación obligatoria para todos los interesados, incluidos los operadores actuales. Los aspirantes deberán acreditar experiencia y capacidad técnica, financiera y operativa, además de demostrar su cumplimiento en otras concesiones. Solamente quienes superen esa evaluación podrán presentar ofertas por los nuevos contratos de quince años.

La propuesta también introduce un mecanismo para contener valoraciones excesivas. Si el concesionario actual coloca un precio elevado para conservar sus acciones, deberá pagar al Tesoro Nacional el diferencial establecido frente al valor justo de mercado o respecto de la segunda mejor oferta, según las condiciones contempladas en el procedimiento presentado por el Gobierno.

Rodríguez explicó que esa obligación funcionaría como un control económico para evitar que el titular coloque una valoración artificialmente elevada y desaliente a otros interesados. Si una empresa distinta presenta la mejor oferta, recibirá el paquete mayoritario; mientras que el Estado mantendrá su participación accionaria dentro de las compañías encargadas de la distribución.

La iniciativa también amplía las causas para terminar anticipadamente una concesión. Entre ellas aparecen el incumplimiento reiterado de los indicadores de calidad, la falta de ejecución de inversiones y el abandono de los proyectos de electrificación rural. También aplicaría cuando las reducciones tarifarias, multas y penalizaciones acumuladas superen el 25% de los ingresos anuales del distribuidor.

Otro cambio relevante está relacionado con la concentración de la generación. Actualmente, la ley impide solicitar nuevas concesiones cuando una empresa atiende más del 25% del consumo nacional, pero la limitación se aplica principalmente a proyectos hidroeléctricos. El Gobierno propone elevar el porcentaje al 30% e incluir también las licencias solares, eólicas y térmicas.

El secretario de Energía sostuvo que la ampliación permitiría controlar la concentración en tecnologías que no estaban desarrolladas cuando la Ley 6 fue aprobada en 1997. Según explicó, niveles elevados de participación en manos de un mismo grupo pueden afectar el funcionamiento futuro del mercado, por lo que se necesitan reglas aplicables a todas las modalidades de generación.

La propuesta recibió observaciones de AES Panamá. Edgar Ivankovic, director de Asuntos Corporativos de la empresa, solicitó que el límite sea calculado sobre la capacidad instalada de cada grupo económico y no sobre el porcentaje del consumo que abastece, debido a que este último indicador puede cambiar constantemente según las condiciones del despacho eléctrico.

Ivankovic señaló que las plantas con precios más bajos ingresan primero al sistema y, por esa razón, una empresa competitiva puede terminar atendiendo más del 30% de la demanda nacional sin controlar una proporción equivalente de la capacidad instalada. A su juicio, la redacción propuesta limitaría la competencia y podría generar presiones posteriores sobre las tarifas.

El representante de AES afirmó que, conforme a los cálculos de la compañía, la disposición podría impedirle participar en nuevas licitaciones del mercado panameño hasta 2054. También recordó que unas 70 empresas participaron en la última convocatoria, celebrada en abril, lo que utilizaron como argumento para sostener que actualmente existe competencia entre los generadores.

Además de las concesiones y la concentración, el proyecto gubernamental modifica la metodología empleada para reconocer la rentabilidad de las distribuidoras. Rodríguez explicó que las condiciones económicas del país han cambiado desde 1997 y que la fórmula debe reflejar la actual calificación financiera de Panamá, con el propósito de evitar tasas superiores a las justificadas.

La propuesta obliga igualmente a las distribuidoras a ejecutar proyectos en áreas rurales no servidas, no rentables y no concesionadas. El secretario indicó que más de 58.000 familias permanecen sin electricidad y explicó que la Oficina de Electrificación Rural mantendría la planificación, mientras las empresas asumirían la responsabilidad de ampliar la cobertura.

En materia de calidad, las distribuidoras tendrían que aplicar en las facturas los créditos derivados de incumplimientos confirmados por la ASEP. Aunque las empresas podrían recurrir posteriormente las decisiones, el cliente recibiría primero la compensación correspondiente. El Ejecutivo también propone multas de hasta $20 millones y nuevas causales para la intervención de prestadores deficientes.

El primer debate comenzó este martes en la Comisión de Comercio y Asuntos Económicos de la Asamblea Nacional. Durante la sesión fue leído completamente el proyecto de ley presentado por el Ejecutivo y se escucharon las primeras intervenciones. Posteriormente, la comisión decretó un receso hasta el próximo martes para continuar la discusión y recibir aportes.

Por insistencia de la bancada independiente Vamos, la comisión también prohijó el anteproyecto 181, presentado por la diputada Yamirelis Chong. Esta iniciativa comparte objetivos relacionados con la calidad, las inversiones y el proceso de 2028, pero incorpora reformas adicionales para modificar otros componentes de la organización del mercado eléctrico.

El texto prohijado plantea planes vinculantes de modernización y mantenimiento, publicación periódica de indicadores de interrupciones, auditorías externas a la regulación y compensaciones automáticas por incumplimientos comprobados. También impediría participar en el siguiente proceso competitivo a concesionarios sancionados reiteradamente por faltas graves relacionadas con calidad, continuidad o inversiones obligatorias.

La propuesta de Vamos incorpora además comercializadores independientes y permitiría a ciertos clientes escoger su proveedor. La apertura comenzaría con usuarios de al menos 100 kilovatios, bajaría posteriormente a 50 kilovatios y podría extenderse a consumidores residenciales cuando existan condiciones técnicas y suficiente competencia, además de protección para la estabilidad del sistema.

También reconoce la generación distribuida, la medición neta y la posibilidad de que los usuarios produzcan electricidad mediante fuentes renovables. El documento propone una plataforma neutral para cambiar de comercializador en un máximo de 48 horas y exige separar los costos de las redes de aquellos relacionados con la venta de energía.

Antes de cerrar la sesión, varios diputados pidieron ampliar los diez minutos concedidos a cada participante durante las consultas. Argumentaron que la reforma contiene aspectos altamente técnicos que requieren explicaciones más extensas y respuestas de las autoridades. La comisión deberá decidir cómo organizar esas intervenciones cuando reanude el primer debate el próximo martes.

El precio de la Tarifa de Último Recurso (TUR) del gas natural podría estar a punto de registrar, a partir del 1 de octubre, una de las mayores subidas de los últimos años. La Organización de Consumidores y Usuarios (OCU) estima que el coste del kilovatio hora (kWh) para los hogares acogidos a la modalidad TUR.2 pasaría de 4,12 céntimos a alrededor de 6,95 céntimos, lo que equivale a un encarecimiento del 69%.

La OCU ha tomado como referencia la vivienda de una familia con calefacción de gas y un consumo anual de 9.000 kWh, un perfil común entre los usuarios acogidos a esta modalidad, que incluye a los hogares con consumos de entre 5.000 y 15.000 kWh al año. Para este caso, la factura anual pasaría de unos 600 a cerca de 910 euros.

Aunque el precio de la energía se dispararía casi un 69%, el impacto real sobre la factura sería inferior debido al peso de otros conceptos que no varían en la misma proporción, como los costes fijos, los impuestos y el alquiler del contador. Con todo, el sobrecoste anual rondaría los 310 euros, un 54% más respecto a los precios vigentes en la actualidad.

El gas estacional, el principal responsable del encarecimiento

La principal causa de esta subida estaría en la propia mecánica de cálculo de la tarifa regulada. Cada último trimestre del año gana peso el llamado gas estacional, un componente que representa cerca del 47% del coste total de aprovisionamiento y que se calcula en función de los futuros del gas cotizados en los mercados.

Actualmente, esos futuros se sitúan en niveles elevados, una circunstancia que podría llevar a prácticamente duplicar el coste de la materia prima respecto al trimestre anterior. A esta revisión se sumará, a partir del mes que viene, el ajuste de los peajes, los cargos regulados y otros componentes de la factura que entran en vigor con el inicio del nuevo año gasista, aunque su incidencia sobre el incremento final sería limitada en comparación con el peso del gas estacional.

No dejar la tarifa regulada de forma precipitada

Sin embargo, pese a la subida prevista, la OCU recomienda no adelantarse y no cambiarse directamente al mercado libre. La TUR mantiene, por ahora, una posición más competitiva que buena parte de las ofertas comerciales. Los ahorros frente a las mejores tarifas de precio fijo llegaban hasta el momento al menos al 22%, y superaban el 40% en comparación con numerosas propuestas del mercado libre.

Qué revisar antes de cambiar de tarifa

Lo que sí aconseja la OCU es que los consumidores revisen las condiciones del mercado libre una vez se confirme la revisión de octubre, ya que algunas ofertas de precio fijo que hasta ahora eran poco atractivas, podrían volverse más competitivas si la subida se materializa tal como se prevé.

Para tomar esa decisión, la organización recomienda analizar, además del precio del kilovatio hora, otros elementos del contrato como el término fijo, la duración de las condiciones pactadas y la existencia de servicios adicionales incluidos en la oferta, factores que pueden alterar el coste real de la factura a lo largo del año.

La canasta de servicios públicos del Área Metropolitana de Buenos Aires (AMBA) cerró septiembre en $ 268.405 mensuales para un hogar promedio sin subsidios. Esto significó una baja del 7,3% respecto de agosto, la mayor caída mensual del año. El retroceso fue impulsado por el fin del invierno: al reducirse el consumo estacional de gas natural y electricidad, el efecto de la estacionalidad superó con amplitud los aumentos tarifarios vigentes, según el Reporte de Tarifas y Subsidios del Instituto Interdisciplinario de Economía Política (IIEP UBA-Conicet).

La cifra, con todo, representa un alza del 55% frente a igual mes de 2025, es decir, 22 puntos porcentuales por encima de la inflación estimada para ese período, que el relevamiento ubica en torno al 33 por ciento.

La electricidad y el gas explican casi toda la baja mensual

La factura eléctrica de un usuario sin subsidios del segmento N1 quedó en $49.770 al mes, con una caída del 18,8% respecto de agosto. El cargo fijo subió 1,7% y el variable bajó 0,8%, pero fue el menor consumo propio de la salida del invierno el factor determinante del resultado. En gas natural, la dinámica fue similar: el cargo fijo trepó 1,9% y el variable, 1%, aunque la reducción de la demanda estacional llevó la factura a $49.370, un 19,9% por debajo del mes anterior.

Así, los dos servicios energéticos combinados explicaron casi la totalidad de la variación negativa de la canasta, dado su peso relativo frente al agua y el transporte.

En tanto, el gasto en agua se redujo 0,9% y quedó en $42.576, con dos factores que se contrarrestaron: septiembre tiene 30 días de consumo —menos que agosto— y el componente variable del servicio subió 2,4%. En el extremo opuesto, el transporte fue el único rubro que registró un aumento mensual, del 2,4%, hasta $126.689. Las líneas de la Ciudad de Buenos Aires aumentaron 4,1% —IPC de julio más el 2% de la regla indexatoria—, mientras que las líneas interjurisdiccionales no tuvieron ajuste en septiembre tras haber acumulado subas de 7,7% en abril, 7,1% en junio y 3,2% en julio.

El peso del transporte en la canasta total es el más alto: representa el 47% del gasto mensual de una familia promedio del AMBA.

Medida en términos interanuales sin estacionalidad, la canasta acumula un alza del 55%, con el transporte a la cabeza con un incremento del 70% frente a septiembre de 2025. La energía eléctrica subió 48%, el gas natural 42% y el agua 40%, todos por encima de la inflación general estimada para el período.

Al descomponer la contribución de cada servicio al aumento total de la canasta, el transporte aportó por sí solo 30 de los 55 puntos porcentuales del incremento interanual. El gas sumó 9 puntos, la electricidad 8 y el agua 7. Desde diciembre de 2023, la canasta acumuló un alza del 867%, frente a un IPC general del 254% en el mismo lapso.

El Estado cubre el 46% del costo real de los servicios

Los hogares del AMBA abonan tarifas que, en promedio ponderado, cubren el 54% del costo real de los servicios, mientras el Estado financia el 46% restante. En septiembre, esa cobertura se mantuvo estable en torno al 55% —nivel en el que se encuentra desde la implementación del nuevo esquema de Subsidios Energéticos Focalizados (SEF)— tras haber trepado de manera sostenida entre agosto de 2025 y febrero de 2026.

La cobertura varía según el servicio: en electricidad, el usuario sin subsidio paga el 100% del precio de referencia, mientras que el que recibe bonificación abona el 25%. Para el gas natural, un usuario residencial promedio cubre el 60% del costo de abastecimiento. En el transporte, la cobertura es del 35%, y en agua alcanza el 100 por ciento.

La canasta equivale al 14,6% del salario promedio registrado

Con un salario RIPTE estimado de $ 2.024.647 para septiembre, el gasto en servicios públicos representa el 14,6% del ingreso promedio de un trabajador registrado del AMBA. En términos de poder de compra, un salario alcanza para pagar 7,5 canastas de servicios, frente a las 8,9 que cubría en igual mes del año anterior.

El peso de los servicios energéticos —electricidad y gas— sobre ese salario es del 5,1% para un usuario con subsidio y del 3,4% para uno sin bonificaciones. Para los hogares con ingresos equivalentes a dos salarios mínimos, la incidencia combinada de ambos servicios trepa al 7,6% del ingreso.

La expansión de los vehículos eléctricos en Perú todavía se encuentra limitada por la falta de reglas específicas, alternativas de financiamiento, infraestructura de carga y proyectos de transporte público a gran escala, de acuerdo con la Asociación de Emprendedores para el Desarrollo e Impulso del Vehículo Eléctrico en el Perú (AEDIVE Perú).

Según la organización, la demora en esas definiciones impide que la adopción de esta tecnología gane ritmo en el país, por lo que, sostuvo, se requiere una acción coordinada entre el Estado, los gobiernos locales, las empresas de transporte y el sector privado. Se trata de 12 barreras identificadas.

Perú aún no cuenta con una Ley de Electromovilidad

Entre los principales pendientes, AEDIVE Perú mencionó la falta de una Ley de Electromovilidad. Iniciativas promovidas por el Ministerio de Transportes y Comunicaciones (MTC), la Autoridad de Transporte Urbano para Lima y Callao (ATU), el Ministerio de Energía y Minas (MINEM) y asociaciones privadas no llegaron a convertirse en una norma aprobada.

La entidad también cuestionó la influencia que atribuye al sector del gas natural en el debate sobre la transición energética. Según su posición, esa situación impidió que varias propuestas vinculadas a los vehículos eléctricos pasaran de la discusión técnica a su ejecución.

El diagnóstico incluyó la falta de mecanismos financieros para los operadores de transporte público. AEDIVE Perú consideró que las empresas necesitan condiciones que reduzcan el endeudamiento y permitan extender las autorizaciones de ruta, a fin de facilitar el acceso al crédito y recuperar la inversión necesaria para renovar sus flotas.

La asociación planteó revisar el modelo vigente, que contempla una autorización inicial de cinco años y una ampliación posterior de 14 años. Para la entidad, un plazo integrado daría mayor previsibilidad a los proyectos y permitiría cerrar acuerdos financieros.

Los proyectos de buses eléctricos permanecen pendientes

El documento cuestionó que no se hayan convocado licitaciones para incorporar buses eléctricos al transporte público de manera sostenida. AEDIVE Perú sostuvo que la ATU y Promovilidad aún no concretaron varios proyectos anunciados para distintas ciudades.

La asociación mencionó el caso de un bus eléctrico de 12 metros de la marca BYD que operó en el corredor rojo de Lima. De acuerdo con la entidad, la unidad dejó de circular por problemas de mantenimiento. También citó proyectos que no avanzaron para incorporar 54 buses eléctricos en Pucallpa y 76 en Arequipa, una cifra que podía ampliarse a 112.

A ello sumó los planes para las rutas piloto 1001 y 1002, con 89 buses de nueve metros, y una iniciativa para incorporar 150 buses articulados de 18 metros en una extensión del Metropolitano, con respaldo del Banco Mundial.

AEDIVE Perú afirmó que el país acumuló estudios, consultorías y programas piloto, entre ellos NAMAS y E-Mob, sin que esos procesos derivaran en una masificación de las flotas eléctricas. “Han pasado ya casi 9 años, si asumimos el 2018 como el año en el que se asientan de manera inicial la movilidad eléctrica en el Perú“, dijo la asociación.

La red de carga y las normas técnicas concentran otros reclamos

La organización propuso impulsar una red pública de carga rápida en corriente continua desde Tumbes hasta Tacna. Recordó que presentó en 2022 el Plan Nacional de Masificación de Infraestructura de Carga, que contemplaba una red troncal de electrolineras.

También pidió una regulación uniforme sobre la señalización y demarcación de los espacios destinados a la carga eléctrica. Según AEDIVE Perú, las normas vigentes no establecieron esos criterios y ello produjo diferencias entre las estaciones ya instaladas.

El diagnóstico advirtió además sobre cargadores de corriente alterna que, según la asociación, fueron implementados sin una puesta a tierra adecuada. La entidad consideró que esa condición debe exigirse en todos los proyectos por razones de seguridad.

Entre los demás puntos, AEDIVE Perú incluyó la falta de proyectos ejecutados con fondos del FONELEC, la ausencia de iniciativas relevantes de movilidad eléctrica financiadas con bonos de carbono y la falta de un marco para convertir vehículos convencionales en eléctricos.

La asociación cuestionó, además, que el chatarreo voluntario sea considerado la respuesta principal para renovar el parque automotor. A su juicio, ese mecanismo no asegura que los vehículos retirados sean reemplazados por unidades de menores emisiones.

Una niña de 12 años quedó sin signos vitales después de sufrir una descarga eléctrica en el cantón de Aserrí, en San José, este domingo 20 de septiembre, informó la Cruz Roja Costarricense (CRC).

El aviso de emergencia ingresó a las 12:08, según el reporte de la institución. La menor habría entrado en contacto con un cable de electricidad y sufrió un paro cardíaco. La Cruz Roja movilizó tres unidades, entre recursos básicos y avanzados, para atender a la niña. El personal de emergencias aplicó maniobras básicas de reanimación y luego procedimientos avanzados.

Pese a las intervenciones, la paciente no respondió a las maniobras de reanimación. Los equipos médicos la declararon sin signos vitales en el sitio.

Karla Vega, paramédica de la Cruz Roja Costarricense, indicó que la atención se desplegó poco después del mediodía en el sector de Aserrí.

“Abordamos a la paciente con tres unidades de soporte avanzado de vida y se realizan reanimaciones cardiopulmonares avanzadas, pero lamentablemente no tenemos resultados positivos”, explicó Vega.

Mientas, el medio La Nación indicó que el Organismo de Investigación Judicial (OIJ) habría anunciado que la tragedia ocurrió cuando la niña aparentemente caminaba por una propiedad privada y habría tocado un cable eléctrico.

En la misma emergencia fue valorado un hombre de 32 años. De acuerdo con la Cruz Roja, no requirió traslado a un centro médico. El reporte no precisó las circunstancias en las que se produjo el contacto con el cable eléctrico ni la relación del adulto atendido con la menor.

De acuerdo con CR Hoy y Teletica, medios de comunicación locales, en un principio la Cruz Roja informó que la descarga de la que sufrió la menor fue producto de la caída de un rayo, tras un segundo comunicado aclararon que el accidente ocurrió producto del contacto con un cable.

Se comunicó además que, el perímetro permanece cerrado mientras el OIJ realiza el levantamiento del cuerpo y la respectiva investigación.

Joven Alvarado muere al ser aplastado por su automóvil en Palmichal de Acosta

Un hombre de 27 años, identificado preliminarmente con el apellido Alvarado, murió el sábado tras ser aplastado por su propio vehículo en Palmichal de Acosta, ciudad de San José, 500 metros hacia Tabarcia, en una recta. El automóvil habría sufrido una falla mecánica y retrocedió por una pendiente cuando el joven intentaba ingresar a un supermercado.

El Organismo de Investigación Judicial levantó el cuerpo y lo trasladó a la Morgue Judicial para la autopsia, detallaron medios locales como Teletica. La investigación permanece abierta para esclarecer las circunstancias del accidente. De acuerdo con la versión preliminar del organismo, Alvarado se bajó del carro y trató de detenerlo con las manos. El vehículo volcó y lo aplastó en una cuneta.

La víctima se habría bajado del vehículo, de tipo 4x4, cuando este comenzó a moverse. El carro lo habría golpeado y posteriormente terminó volcado a un lado de la cuneta, detallaron las autoridades costarricenses. Fueron el Cuerpo de Bomberos y la Cruz Roja quienes asistieron con el propósito de asistir al afectado.

El modo eco, presente en la mayoría de las lavadoras vendidas en México, permite reducir el consumo de electricidad entre un 30% y un 50% frente a un programa estándar de algodón, según coinciden fabricantes y organismos de consumo.

La opción, ubicada en el selector de ciclos junto a etiquetas como “algodón” o “sintéticos”, suele pasar desapercibida por su duración más larga, pero en México puede significar la diferencia entre pagar la tarifa Doméstica básica o caer en la Tarifa Doméstica de Alto Consumo de la Comisión Federal de Electricidad (CFE).

La Tarifa de Alto Consumo, conocida como DAC, aplica cuando un hogar supera cierto límite mensual de electricidad y encarece de forma considerable el precio de cada kilowatt-hora consumido.

Evitar caer en ese esquema depende de sumar pequeños ahorros en varios aparatos, y la lavadora es uno de los que más peso tiene en el recibo, sobre todo si se usa agua caliente con frecuencia.

Cómo funciona el ciclo eco frente al programa normal

El ciclo eco invierte la lógica del lavado convencional. Mientras un programa estándar eleva la temperatura del agua para eliminar la suciedad en poco tiempo, el modo eco trabaja entre 30 y 40 grados centígrados y compensa la falta de calor con una duración mayor, apoyándose en más tiempo de remojo y agitación del tambor para lograr el mismo nivel de limpieza.

El Instituto Catalán de Energía explica que el 85% de la energía que gasta una lavadora se destina exclusivamente a calentar el agua, no a mover el tambor.

Cuánto puedes ahorrar usando el botón ECO

Según datos de la CFE, una lavadora que se usa ocho horas a la semana gasta aproximadamente 155 pesos al año en electricidad, si el hogar paga la tarifa normal (Básica). Eso equivale a unos 13 pesos al mes, casi nada notorio en el recibo.

El problema es cuando el hogar consume más luz de la permitida y cae en la Tarifa de Alto Consumo (DAC). Ahí, la misma lavadora, con el mismo uso, puede costar hasta 554 pesos al año, es decir, casi cuatro veces más caro solo por estar en ese esquema de cobro más alto.

Usar el modo eco reduce el gasto de la lavadora entre 30% y 40%. En la tarifa normal el ahorro es pequeño, unos 50 pesos al año. Pero en la Tarifa de Alto Consumo el ahorro puede llegar a 200 pesos al año, nada más con cambiar el ciclo de lavado.

Qué significan watts y kilowatts-hora en el recibo de luz

Para entender por qué el modo eco ahorra dinero conviene distinguir dos conceptos que suelen confundirse.

El watt mide la intensidad de energía que un aparato demanda en un momento dado, mientras que el kilowatt-hora —la unidad que aparece en el recibo de CFE— resulta de multiplicar esa potencia por el tiempo de uso.

Una lavadora que trabaja con más watts durante menos tiempo puede consumir lo mismo, o menos, que una que trabaja con pocos watts durante muchas horas.

Esto explica por qué el ciclo eco, que tarda más, no necesariamente cuesta más: al mantener el agua fría o tibia evita el mayor gasto energético del proceso, que es calentar el agua, y compensa esa duración extendida con un ahorro proporcionalmente mayor en electricidad.

La etiqueta amarilla de la lavadora permite comparar el gasto eléctrico antes de comprar

La Norma Oficial Mexicana NOM-005-ENER-2016, publicada por la Secretaría de Energía y vigente desde mayo de 2017, establece los límites máximos de consumo energético que deben cumplir todas las lavadoras comercializadas en el país, tanto automáticas como semiautomáticas y manuales.

La norma exige que cada equipo lleve una etiqueta amarilla de eficiencia energética, visible en la tienda, con el consumo anual estimado en kilowatts-hora y el llamado Factor de Energía, que indica cuántos litros de agua se procesan por cada kilowatt-hora consumido.

Esa etiqueta permite comparar dos lavadoras de capacidad similar antes de comprar y elegir la que menos electricidad va a gastar durante todo el año, sin necesidad de esperar a ver el resultado en el recibo de luz. Entre más alto sea el Factor de Energía, menos electricidad necesita el equipo para procesar la misma cantidad de agua.

Revisar esta etiqueta también ayuda a detectar lavadoras que, aunque parezcan más baratas al comprarlas, terminan costando más con el uso diario por su bajo rendimiento energético.

La diferencia entre un modelo eficiente y uno que no lo es puede notarse en el recibo bimestral, sobre todo en los hogares que ya están cerca del límite de la tarifa Básica.

Las lavadoras de carga frontal consumen menos agua y energía que las de carga superior

Un estudio de calidad realizado por Profeco sobre lavadoras automáticas comercializadas en México encontró que el consumo de energía eléctrica por ciclo completo de lavado, en prendas de algodón, varía entre 117 y 290 watts-hora, dependiendo del modelo y el sistema de carga.

Las lavadoras de carga frontal registraron los consumos energéticos más bajos entre los modelos analizados.

La diferencia se nota todavía más en el gasto de agua. El estudio detalla que ninguna lavadora de carga frontal superó los 65 litros por ciclo completo, mientras que algunos modelos de carga superior llegaron hasta 332 litros, un 78% más que el promedio de equipos similares, en parte por incluir un enjuague adicional.

Las lavadoras de carga superior con agitador son las más comunes en los hogares mexicanos.

Un estudio de la Universidad de Bonn confirma que la carga completa multiplica el ahorro

Una investigación de la Universidad de Bonn, en Alemania, midió el comportamiento energético de varios modelos de lavadora bajo distintos niveles de carga.

El hallazgo central es que la reducción de energía no es proporcional a la reducción de ropa introducida: una carga a la mitad de su capacidad genera como máximo 20% menos consumo, no 50%, como podría suponerse.

El mismo estudio encontró que algunos modelos consumen hasta 20% más energía cuando se usan con solo 75% de su capacidad nominal, comparado con una carga completa.

Este dato refuerza la recomendación técnica de llenar la lavadora al máximo antes de iniciar cualquier ciclo, incluido el eco, para aprovechar por completo el ahorro que promete el programa.

Un equipo de la Universidad de Groningen, en los Países Bajos, identificó un mecanismo que permite a ciertos materiales para celdas solares conservar durante más tiempo la energía de electrones altamente excitados. La tecnología basada en perovskitas de estaño logró ralentizar en un factor de 1.000 la pérdida de calor de los llamados electrones calientes, un avance que podría ayudar a superar el límite teórico de eficiencia del 33% en los paneles solares.

Las celdas solares convierten la luz en electricidad a partir de los fotones que llegan desde el Sol. Cuando esas partículas impactan sobre el material del panel, transfieren energía a los electrones. Los fotones más energéticos producen electrones calientes, capaces de aportar más electricidad que los electrones convencionales.

El problema es que esa energía adicional suele desaparecer casi de inmediato. Los electrones calientes se enfrían en fracciones de una billonésima de segundo y liberan el excedente en forma de calor antes de que el sistema pueda aprovecharlo para producir electricidad.

La investigación busca resolver esa pérdida. Según los resultados, el material estudiado puede mantener esa energía durante nanosegundos, en lugar de los picosegundos habituales. El tiempo de enfriamiento de los electrones se extendió hasta 1.000 veces frente a los procesos observados en otros materiales.

El límite del 33% que condiciona a las celdas solares

Existe una teoría física que establece que las celdas solares convencionales solo pueden transformar en electricidad alrededor de un tercio de la luz solar que reciben. Parte de la energía no se absorbe y otra parte se pierde cuando los electrones excitados se enfrían demasiado rápido.

La posibilidad de capturar la energía de los electrones calientes podría modificar ese escenario. Si un dispositivo logra extraerla antes de que se convierta en calor residual, la celda podría generar más electricidad a partir de la misma cantidad de luz.

“El problema es que la energía se pierde antes de que el electrón caliente salga del material de la celda solar”, explicó Jan Anton Koster, profesor de Física de Semiconductores y Dispositivos Novedosos de la Universidad de Groningen y coautor del estudio publicado en ACS Energy Letters.

El equipo trabajó con perovskitas de haluros metálicos basadas en estaño, una clase de materiales semiconductores con una estructura cristalina tridimensional. El estaño se combina con halógenos y con componentes orgánicos o inorgánicos para formar materiales capaces de absorber luz y transportar carga eléctrica.

Las perovskitas de estaño conservaron energía durante nanosegundos

La investigación reunió simulaciones computacionales y mediciones experimentales basadas en luz. El grupo encabezado por Koster trabajó junto con Maria Antonietta Loi, profesora de Fotofísica y Optoelectrónica, para analizar por qué estas perovskitas podían retrasar de manera tan marcada el enfriamiento de los portadores de carga.

El laboratorio de Loi comprobó que los electrones calientes perdían su energía mucho más lentamente de lo previsto. El resultado generó dudas iniciales incluso dentro del equipo. “Llegamos a dudar de las mediciones”, reconoció Koster.

Para aclarar el fenómeno, Koster y el estudiante de doctorado Tim Faber desarrollaron simulaciones digitales destinadas a reconstruir el comportamiento de los electrones dentro del material. Los resultados coincidieron con las observaciones realizadas en el laboratorio y señalaron que el retraso no respondía a una única causa.

Las simulaciones y las mediciones de fotoluminiscencia resueltas en el tiempo mostraron dos procesos que actúan de forma conjunta. Uno retiene temporalmente el calor en el entorno de los electrones; el otro restringe las posiciones energéticas disponibles para que esos electrones puedan enfriarse.

Dos efectos físicos bloquean el enfriamiento acelerado

El primer mecanismo recibe el nombre de cuello de botella de fonones calientes. Cuando un electrón libera energía, esa energía pasa al entorno del material. En las perovskitas de estaño, ese entorno se calienta con tal rapidez que el electrón puede reabsorber parte de la energía térmica que había perdido.

Ese intercambio crea una especie de trampa de calor. La energía no abandona con rapidez la zona donde se encuentra el electrón y, por ese motivo, el proceso de enfriamiento se frena.

El segundo mecanismo es el efecto Burstein-Moss. A medida que los electrones empiezan a perder energía, ocupan los estados disponibles de menor nivel energético. Cuando esos lugares ya están llenos, otros electrones calientes encuentran menos espacio para descender y disipar su energía.

Los investigadores compararon ese proceso con el abordaje de un avión desde las filas delanteras. Si los primeros pasajeros ocupan los asientos iniciales, quienes ingresan después deben avanzar hacia las filas posteriores. En el material solar, la ocupación de estados de menor energía retrasa la caída de otros electrones.

La combinación entre el cuello de botella de fonones calientes y el efecto Burstein-Moss explica los tiempos de enfriamiento prolongados detectados en las perovskitas de haluros metálicos con estaño.

Aún quedan preguntas por resolver antes de que la tecnología pueda incorporarse a paneles comerciales. El equipo señaló que, en teoría, este comportamiento podría permitir el desarrollo de celdas solares más eficientes y superar el límite del 33% asociado a los dispositivos convencionales.

El colapso persistente del Sistema Eléctrico Nacional (SEN) en Cuba continúa desnudando la parálisis operativa del país y la extrema fragilidad de su infraestructura básica. Las recientes declaraciones publicadas por el activista y líder opositor José Daniel Ferrer García resumen la indignación y desesperación de millones de ciudadanos en la isla: “Más de 17 horas después del colapso del Sistema Eléctrico Nacional ocurrido el viernes 18 de septiembre, amplias zonas de Cuba permanecían sin electricidad durante la mañana de este sábado”.

Ferrer García, fundador de la Unión Patriótica de Cuba (UNPACU) y uno de los referentes de derechos humanos más prominentes del siglo XXI en el país, se encuentra residiendo exiliado en Miami, Estados Unidos, desde octubre de 2025, tras haber sido forzado a abandonar la isla por las autoridades como condición para su excarcelación. Desde el destierro, el líder opositor mantiene sus denuncias sobre el constante deterioro social y económico que sufren las familias cubanas a causa de la gestión gubernamental.

Con la falla generalizada registrada este fin de semana, el régimen de Cuba suma un total de 8 apagones nacionales en lo que va del año. El reciente evento tuvo su origen en un fallo grave en las líneas de transmisión de alta tensión de 220 kV que conectan la provincia de Matanzas con Cienfuegos. Este disparo provocó un desequilibrio de frecuencia en la red que derivó en la caída en cadena del sistema de este a oeste, dejando a oscuras a las provincias desde Pinar del Río hasta Guantánamo.

Hasta este momento, el servicio eléctrico no se ha restablecido en su totalidad. La recuperación del Sistema Eléctrico Nacional avanza de manera fragmentada, lenta y extremadamente inestable mediante la creación de “microsistemas” e “islas” de generación local para energizar paulatinamente algunas regiones e instalaciones prioritarias:

• La Habana y zonas urbanas: La capital apenas ha logrado energizar cerca del 38% de sus clientes, mientras que más del 60% de los circuitos continúan totalmente a oscuras. Muchos vecindarios que lograron recuperar el suministro durante breves lapsos de la madrugada sufrieron nuevos “disparos” y cortes pocas horas después.
• Provincias del interior: En regiones como Sancti Spíritus, Matanzas, Holguín y Santiago de Cuba, el suministro nacional no se ha logrado interconectar.
• Incertidumbre oficial: El Ministerio de Energía y Minas y la estatal Unión Eléctrica (UNE) continúan realizando maniobras para incorporar plantas térmicas de gas y unidades de generación.

Deterioro técnico y severa escasez de combustible

La causa estructural de este colapso radica en la combinación de plantas termoeléctricas obsoletas y la falta de divisas para importar hidrocarburos. Las principales centrales termoeléctricas del país sobrepasan los 40 años de explotación continuada y sufren un déficit profundo de mantenimiento preventivo y capital, lo que provoca frecuentes roturas de calderas, fallos en turbinas y fugas de vapor.

A esta arruinada infraestructura se suma la inoperatividad de los parques de generación distribuida (motores diésel y fueloil), diseñados para suplir la demanda cuando caen las termoeléctricas. Por lo que, la ausencia de fluido eléctrico repercute gravemente en los derechos fundamentales de la población y en la estancada economía del país:

• Pérdida de alimentos básicos
• Parálisis del bombeo de agua
• Colapso de servicios e instituciones.

Mientras las autoridades continúan atribuyendo las causas del problema a factores externos, la ciudadanía padece una cotidianidad marcada por largas jornadas en penumbra. La frase emitida por Ferrer García desde el exilio resume el sentir de los sectores críticos que sostienen que el problema energético no es únicamente técnico, sino el síntoma visible de un modelo político incapaz de ofrecer estabilidad básica a su población.

Kabengela destinaba las horas libres a pensar y fabricar dentro de ese espacio propio. “Este es el lugar donde siempre estoy ocupado usando o fabricando nuestras cintas mecánicas. Este es nuestro taller”, afirmó el joven en declaraciones recogidas por Africanews. La rutina combinaba la formación académica con el trabajo manual sobre sus propios prototipos.

La cinta está fabricada íntegramente con madera dura y no necesita motor

El diseño emplea madera dura como material principal. La superficie sobre la que corre o camina el usuario se desplaza sin motor: el propio impulso de los pies activa el movimiento. La velocidad, la energía y el peso de cada persona determinan el ritmo de la banda.

Ese mecanismo permite usar el equipo en cualquier lugar con superficie plana, ya sea una vivienda, una oficina o un espacio rural. La cinta no requiere conexión eléctrica para funcionar, lo que la hace viable en zonas donde el suministro de energía suele interrumpirse, como ocurre con frecuencia en Goma y en otras áreas del país.

Marcelin Mutabazi, usuario del aparato, explicó la ventaja concreta que eso representa. “Siempre tenemos falta de electricidad en Goma; con esta cinta se puede usar en cualquier momento, aunque no tengas luz”, señaló en declaraciones al medio. Para él, la autonomía energética del equipo es su rasgo más práctico.

El entrenador que lo probó pidió apoyo del Estado para iniciativas como esta

Benefit Karwichi Emmanuel, entrenador, fue uno de los primeros en usar la cinta. Su valoración fue positiva, aunque identificó un aspecto técnico por resolver: el ruido aumenta cuando el usuario incrementa la velocidad.

La observación sobre el sonido apunta a un ajuste mecánico pendiente. Más allá de ese punto, su evaluación general sobre el funcionamiento del aparato fue favorable. El técnico no detalló cuánto tiempo usó la cinta ni bajo qué condiciones realizó la prueba.

Kabengela diseñó el equipo tanto para deportistas como para quienes practican actividad física de forma ocasional. Según Africanews, el uso regular del dispositivo puede contribuir a mejorar la resistencia física y a reducir factores asociados con enfermedades cardiovasculares e hipertensión.

El proyecto nació como tesis de tercer año y trascendió el aula

El aparato fue presentado en el marco de la defensa pública de Kabengela en el ISTA Goma. Lo que comenzó como un trabajo académico se convirtió en un prototipo funcional que llegó a ser probado por usuarios y entrenadores fuera del ámbito universitario.

Su cinta de madera quedó vinculada a una búsqueda práctica: ofrecer una alternativa de ejercicio accesible en un contexto donde la infraestructura eléctrica no siempre está disponible.

La propuesta del joven parte de un material disponible localmente, la madera, para resolver una necesidad cotidiana de su ciudad. El equipo puede instalarse en interiores o en cualquier superficie estable al aire libre, siempre que el terreno sea plano.

De acuerdo con Africanews, el estudiante no informó planes de producción en serie ni mencionó interés institucional o comercial concreto en torno al prototipo. Por lo cual, según explicaron, la cinta permanece como el trabajo de un joven que combinó su formación técnica con las condiciones reales de su entorno para fabricar algo funcional.

La falta de lluvia en sectores del oriente de El Salvador y las temperaturas elevadas comienzan a reflejarse en actividades cotidianas, desde el uso más frecuente de ventiladores hasta una mayor demanda de electricidad. La nueva sequía meteorológica reabre el debate sobre el costo energético del calor y la capacidad de la matriz eléctrica ante una menor disponibilidad de agua.

El Ministerio de Medio Ambiente y Recursos Naturales (MARN) informó un período de sequía meteorológica moderada en zonas de La Unión Norte, donde se acumularon 11 días consecutivos sin precipitaciones desde el 5 de septiembre. La condición coincide con temperaturas de 38 ℃ en la zona oriental, según las previsiones divulgadas por la institución.

Para el ingeniero Ismael Sánchez, experto en Ciencias Energéticas de la Universidad Centroamericana José Simeón Cañas (UCA), el aumento de la temperatura modifica de forma directa el consumo doméstico. Los ventiladores y aires acondicionados son los aparatos más visibles, pero no son los únicos que demandan más electricidad.

“El refrigerador, allá en una esquina, silenciosamente, si la temperatura exterior aumenta, pierde más frío, trabaja más tiempo y por lo tanto, va a generar incremento del consumo de la energía”, explicó Sánchez durante una entrevista radial.

El especialista indicó que una familia puede percibir el cambio en su recibo eléctrico aunque la tarifa no haya variado significativamente. “Si tu consumo de electricidad ha aumentado un 12%, en esa proporción se va a ver incrementada tu factura”, afirmó. El uso adicional de un ventilador o de un aire acondicionado, junto con el trabajo continuo de la refrigeradora, puede elevar el gasto mensual.

La falta de lluvia limita el aporte hidroeléctrico

El efecto del calor también se traslada a la generación eléctrica. Sánchez señaló que la disminución de lluvias afecta la disponibilidad de agua en los embalses y reduce el margen de la hidroelectricidad, una fuente que suele aportar energía en las horas de mayor demanda.

Cuando baja la generación hidráulica, el sistema debe recurrir en mayor medida a plantas térmicas que utilizan derivados del petróleo, búnker o gas natural. “Si estás consumiendo más térmica, el precio de la energía va para arriba”, sostuvo el experto.

Sánchez destacó el aporte de la energía solar durante el día, ya que permite reducir el uso de generación térmica mientras existe radiación. Sin embargo, ese respaldo disminuye al caer la tarde, cuando aumenta el consumo de los hogares por la iluminación, la preparación de alimentos, el uso de aparatos electrónicos y la necesidad de enfriar los espacios.

El ingeniero mencionó que la demanda nacional alcanzó 1,297 megavatios a las 7:30 en un registro de julio. Esa franja concentra buena parte del consumo residencial y comercial, en un momento en que la generación solar deja de estar disponible.

El calor cambia hábitos de consumo y vivienda

El especialista vinculó esta situación con los efectos climáticos asociados a El Niño, que puede alterar los patrones de precipitación y elevar las temperaturas. Señaló que la respuesta no depende solo de instalar más equipos de enfriamiento, sino también de adaptar las viviendas para reducir la ganancia de calor.

“Antes de poner un aire acondicionado, pensar en modificar un poco su vivienda”, planteó. Entre las medidas mencionó techos y paredes de colores claros, ventanas bien cerradas, ventilación cruzada y árboles que den sombra.

Sánchez también llamó la atención sobre los consumos permanentes de aparatos conectados, como microondas, cargadores, regletas y equipos en modo de espera. “Cualquier cosa que tú ves que enciende, hay consumo de energía”, indicó.

La sequía en el oriente mantiene bajo presión la disponibilidad de agua y suma un nuevo factor a la discusión sobre el consumo energético de los hogares durante los períodos de mayor calor.

La compañía energética Moeve ha comenzado este jueves en su parque energético de Palos de la Frontera (Huelva) la construcción de Onuba, una planta industrial que contará con 300 MW de capacidad de electrólisis —proceso químico con el que se obtiene el hidrógeno verde— ampliables a otros 105 MW. Además, constituye la primera fase del Valle Andaluz del Hidrógeno Verde, el proyecto de mayor envergadura en este ámbito dentro de Europa. La inversión conjunta supera los 1.000 millones de euros e incluye infraestructura industrial y una planta fotovoltaica destinada al autoconsumo energético.

Según los datos aportados por la compañía, la instalación tendrá capacidad para generar en torno a 45.000 toneladas de hidrógeno renovable al año. Esa producción permitiría evitar la emisión de unas 250.000 toneladas anuales de CO2, un volumen equiparable a las emisiones que generan los vehículos de combustión de las ciudades de Huelva, Cádiz y Jaén juntas.

De igual manera, el proyecto también tendrá un importante impacto en el empleo. Durante las fases de desarrollo, construcción y puesta en marcha, se estima que generará más de 8.000 puestos de trabajo directos, indirectos e inducidos a lo largo de toda la cadena de valor, además de dinamizar la actividad de más de 400 pequeñas y medianas empresas y autónomos de la zona.

Qué usos tiene el hidrógeno verde

En una primera fase, la producción de hidrógeno de Onuba se destinará al autoconsumo de la refinería del propio parque energético. “Esa producción será para autoconsumo; el hidrógeno que consume la refinería dejará de ser fósil y pasará a ser renovable, algo que para 2030 es obligatorio”, ha explicado el director de Hidrógeno de Moeve, Miguel Ángel Devesa, durante un encuentro informativo de este jueves.

Además, el hidrógeno verde generado en la planta podrá emplearse en la producción de combustibles más sostenibles para el transporte por carretera, la aviación y el sector marítimo, así como en la descarbonización de otras industrias. Sobre el precio del producto, Devesa ha aclarado que “actualmente el kilo de hidrógeno fósil se sitúa entre 1,5 y 2 euros, y el del renovable por encima de los 5 euros; queremos que a partir de 2040 los precios sean equivalentes”.

Andalucía, en el mapa energético europeo

En conjunto, el Valle Andaluz del Hidrógeno Verde prevé alcanzar una capacidad total de 2 gigavatios (GW) de electrólisis, repartidos entre el parque energético de Palos de la Frontera y el de San Roque (Cádiz). Con este despliegue, Andalucía aspira a consolidarse como una región referente en la producción europea de moléculas verdes.

Asimismo, las obras de Onuba, que ya han comenzado, está previsto que finalicen en menos de tres años, en 2029. La planta ha sido reconocida por la Unión Europea como Proyecto de Interés Común (PCI), una calificación que le ha permitido acceder a una financiación pública de 304 millones de euros otorgada por el Gobierno de España en el marco del Plan de Recuperación, Transformación y Resiliencia.

Respaldo político

El acto de inicio de las obras ha contado con la presencia del presidente del Gobierno, Pedro Sánchez, y del presidente de la Junta de Andalucía, Juanma Moreno, junto a representantes de administraciones locales y de las empresas participantes.

El presidente del Gobierno ha destacado el papel del Estado en la financiación de este tipo de infraestructuras: “Hemos volcado la inteligencia de la Administración General del Estado y los recursos de los fondos Next Generation para convertir el hidrógeno renovable en un auténtico proyecto de país cuando muy pocos creían en ello”. Sánchez también ha detallado que ya se han destinado más de 3.000 millones de euros a más de 120 proyectos de hidrógeno renovable en el país, de los cuales Onuba ha recibido más de 300 millones de euros en apoyo público.

Por su parte, Moreno ha resaltado la dimensión simbólica del anuncio: “Arranca hoy en Huelva el primer valle de hidrógeno de España, y esperamos que pronto lo haga también su segunda sede en San Roque, en la provincia de Cádiz. Estamos expectantes y entusiasmados ante la oportunidad extraordinaria que se presenta”. El mandatario andaluz ha añadido que la región tiene “en sus manos la enorme oportunidad, y la responsabilidad, de convertir a Andalucía en la gran factoría de producción y exportación de hidrógeno renovable de Europa”, aunque advierte que se necesitan “infraestructuras eléctricas suficientes para asumir todos los proyectos que demanda el tejido industrial”.

Por último, la vicepresidenta ejecutiva de la Comisión Europea para una Transición Limpia, Justa y Competitiva, Teresa Ribera, también ha participado en el acto mediante un mensaje grabado en el que remarcó que “el reconocimiento de esta planta como Proyecto de Interés Común por la UE refleja su dimensión estratégica y contribución a la transformación de nuestro sistema energético”. Ribera concluyó que “la transición energética no debe verse como un coste para nuestra industria, sino como una oportunidad para hacer que esta sea más fuerte, innovadora y autónoma”.

La Autoridad de Planificación del Centro Histórico de San Salvador (APLAN) coordina con instituciones públicas el soterramiento de cables y la modernización de las redes eléctricas, de telecomunicaciones, agua potable y alcantarillado en la zona histórica de la capital salvadoreña. El objetivo, según su director, Manuel Rodríguez Achín, es acompañar la recuperación urbana con infraestructura capaz de responder a la llegada de nuevos comercios, hoteles, proyectos habitacionales y espacios culturales.

“Tenemos a todas las instituciones trabajando de forma articulada y coordinada” para que las intervenciones cumplan con las necesidades de la población y de las inversiones previstas, afirmó Rodríguez Achín durante la Entrevista AM de Canal 10.

El funcionario indicó que la alcaldía de San Salvador Centro, el Ministerio de Obras Públicas, la Dirección de Obras Municipales, la Superintendencia General de Electricidad y Telecomunicaciones (SIGET) y la Administración Nacional de Acueductos y Alcantarillados (ANDA) participan en los trabajos.

Las obras incluyen el soterramiento de una parte de los cables aéreos, la reparación de calles y la revisión de las condiciones del sistema de abastecimiento de agua y de alcantarillado. “Estamos realizando una modernización completa en toda la zona”, sostuvo el director de APLAN, quien señaló que la medida también busca reducir la contaminación visual que provocan los postes y el cableado expuesto.

Rodríguez Achín vinculó la inversión pública en espacios urbanos y servicios con la atracción de capital privado al Centro Histórico de San Salvador. Según explicó, APLAN ha registrado más de USD 200 millones en inversión privada proyectada desde su creación, a partir de los trámites que se encuentran en curso ante la institución.

El organismo aplica un esquema de ventanilla única y mecanismos de simplificación de permisos. El funcionario destacó que la ley de creación de APLAN incorpora el silencio positivo para agilizar las autorizaciones administrativas.

“El esfuerzo de inversión pública ayuda, acompaña y potencia la inversión privada”, afirmó. Entre los proyectos en gestión mencionó desarrollos de alojamiento temporal, hoteles, viviendas, restaurantes, cafeterías, comercios vinculados con la moda, galerías y actividades culturales.

Rodríguez Achín aseguró además que los nuevos negocios abiertos en el área han generado más de 2,000 empleos directos, una cifra a la que se suman los puestos indirectos asociados a proveedores y servicios.

Más de cien inmuebles poseen valor histórico-arquitectónico

La intervención sobre la infraestructura se complementa con un programa de recuperación patrimonial. De acuerdo con el director de APLAN, el centro histórico reúne más de 100 inmuebles con valor histórico-arquitectónico, varios de los cuales están en proceso de restauración, adaptación o recuperación de fachadas.

Entre las intervenciones citadas figura el Portal Sagrera, ubicado junto al Portal La Dalia. El proyecto busca habilitar un nuevo espacio para actividades comerciales. También avanza la transformación del edificio Ferracuti, situado sobre la Calle Delgado, cerca del antiguo Cinemetro.

El inmueble será parte del festival gastronómico Salazón y recibirá murales elaborados por colectivos de arte urbano. La iniciativa forma parte de una estrategia que busca incorporar usos temporales en edificios patrimoniales mientras se desarrollan otras etapas de recuperación.

La Calle Delgado también atraviesa un proceso de renovación. La vía recibió una intervención de urbanismo táctico con apoyo del Gobierno de Estados Unidos y Glasgow International. Ahora contempla pintura sobre el pavimento, una nueva traza urbana y murales sobre las cortinas metálicas de los comercios, que conformarán una galería nocturna cuando los establecimientos cierren.

APLAN también desarrolla un programa de recuperación de fachadas con apoyo de una empresa privada y acompaña trabajos en inmuebles religiosos de la zona, como las iglesias El Calvario, Catedral y El Rosario.

El Cine Libertad entra en su etapa final con financiamiento de CAF

Uno de los proyectos culturales más avanzados es la restauración del Cine Libertad, que se encuentra en fase final, según Rodríguez Achín. La obra está a cargo del Ministerio de Gobernación y cuenta con financiamiento del Banco de Desarrollo de América Latina y el Caribe (CAF).

El recinto incluirá una sala con tecnología IMAX, proyección láser 4K, pantalla de alta resolución y sistema de sonido envolvente de 12 canales. El plan contempla además una academia cinematográfica y una terraza panorámica.

“Vamos a contar con un cine moderno” que también permita el desarrollo de la industria audiovisual en el país, señaló el director de APLAN. El proyecto se integrará con la prevista recuperación de la plaza comercial Libertad, frente al cine, dentro del Plan Especial de Ordenamiento del Centro Histórico de San Salvador.

La gobernadora de Nueva York, Kathy Hochul, presentó el 15 de septiembre de 2026 el primer Marco de Inversión Comunitaria estatal del país para el desarrollo de centros de datos, una herramienta que fija un parámetro de referencia de al menos USD 1 millón por cada megavatio —unidad que mide la potencia eléctrica que demanda una instalación— de consumo asociado a cada proyecto. El anuncio se realizó desde Albany, capital del estado, y fue elaborado por Empire State Development (ESD), el organismo estatal de desarrollo económico, por encargo de la gobernadora, según el comunicado oficial.

El marco responde al crecimiento acelerado de los centros de datos en Estados Unidos, que elevó la demanda de electricidad y generó cuestionamientos políticos y comunitarios por los costos de energía, el uso de agua y la presión sobre la infraestructura local, según informó Reuters. Con esta medida, el gobierno de Nueva York busca que los municipios, gobiernos locales y agencias de desarrollo industrial cuenten con herramientas concretas para negociar con los grandes desarrolladores tecnológicos antes de que los proyectos avancen.

Un fondo comunitario proporcional a la escala del proyecto

El Marco de Inversión Comunitaria (CIF, por su sigla en inglés) establece, de forma voluntaria, que por cada megavatio de demanda eléctrica de un centro de datos, el desarrollador destine al menos USD 1 millón a inversiones en la comunidad anfitriona. Según el comunicado de Hochul, un centro de datos de 50 megavatios tendría como referencia una inversión comunitaria de USD 50 millones. Las comunidades y los desarrolladores negociarían los plazos y la estructura de esos aportes, que incluirían contribuciones a un Fondo de Inversión Comunitaria administrado localmente, de acuerdo con el documento oficial de ESD.

El carácter voluntario del programa no implica que carezca de dirección. ESD diseñó el marco como un modelo flexible que cada localidad puede adaptar según sus propias circunstancias y prioridades, con el objetivo de fortalecer su posición negociadora frente a empresas con mayor capacidad técnica y jurídica, según el documento oficial de la agencia.

Infraestructura, vivienda y empleo entre los destinos posibles de los fondos

El marco proporciona a las localidades un abanico de áreas elegibles para canalizar las inversiones comunitarias. Entre ellas, el comunicado de Hochul enumera la construcción o mejora de carreteras, sistemas de agua y alcantarillado, transporte público, viviendas asequibles, capacitación laboral, escuelas, cuidado infantil, acceso a banda ancha, seguridad pública, apoyo a pequeñas empresas y recuperación de propiedades vacantes o subutilizadas.

En materia laboral, el marco contempla salarios prevalecientes para los trabajadores de la construcción, la contratación local y la participación de trabajadores organizados en las oportunidades de empleo que genere cada proyecto, según el texto publicado por ESD. Además, propone compromisos de “buen vecino” sobre el consumo de agua, los niveles de ruido, la iluminación, el diseño de los edificios y el paisajismo del entorno.

Transparencia, acuerdos de confidencialidad e informes anuales

Uno de los aspectos más específicos del CIF refiere al uso de acuerdos de confidencialidad entre desarrolladores y gobiernos locales. El marco recomienda que esos acuerdos se limiten a proteger información comercialmente sensible o secretos empresariales amparados por la Ley de Libertad de Información de Nueva York, según el comunicado oficial, para evitar que las negociaciones queden fuera del escrutinio público más allá de lo estrictamente necesario.

El documento también establece que, una vez que un centro de datos entre en operación, se presenten informes anuales a la comunidad anfitriona. Esos informes deben incluir métricas de empleo, consumo de agua y servicios públicos, demanda de energía, aportes al fondo comunitario e impactos ambientales, de acuerdo con lo publicado por ESD.

El vínculo con la moratoria y la regulación energética

El CIF se inserta en un proceso regulatorio más amplio que la gobernadora Hochul inició el 14 de julio de 2026 con la Orden Ejecutiva N.º 62, la primera moratoria estatal del país sobre nuevos grandes centros de datos. Esa orden suspendió por hasta un año la emisión de permisos discrecionales por parte del Departamento de Conservación Ambiental (DEC) mientras el Estado prepara una Declaración de Impacto Ambiental Genérica (GEIS) que fijará estándares ambientales y regulatorios para el sector, según el comunicado de Hochul.

En paralelo, el Departamento de Servicio Público (DPS) evalúa mecanismos para que los centros de datos asuman mayores costos energéticos o financien infraestructura y generación eléctrica limpia, con el fin de evitar que esas cargas recaigan sobre usuarios residenciales y comerciales.

El organismo también analiza la creación de un Fondo de Aceleración de la Red de Nueva York que exigiría a los promotores invertir en la infraestructura eléctrica del estado, de acuerdo con lo informado en el comunicado oficial. La gobernadora, además, impulsa una legislación para derogar las exenciones del impuesto sobre las ventas aplicadas a los centros de datos masivos en todo el estado.

COFIDE, el Banco de Desarrollo del Perú, canalizó más de S/ 226 millones a través del sistema financiero en Junín y analiza opciones para ampliar su participación en proyectos de infraestructura, saneamiento, transporte y conectividad en la macrorregión centro.

La entidad realizó en Huancayo su cuarto Directorio Descentralizado, con reuniones con autoridades, empresas, entidades financieras y representantes académicos.

El directorio de COFIDE llevó la discusión financiera a Huancayo

La sesión se llevó a cabo el 9 de setiembre en Huancayo y reunió a los integrantes del Directorio y al equipo técnico de COFIDE con representantes del Gobierno Regional de Junín, la Cámara de Comercio, instituciones microfinancieras, empresarios y universidades. Entre las entidades participantes estuvo la Caja Municipal de Ahorro y Crédito Huancayo (CMAC Huancayo).

La iniciativa forma parte de una estrategia con la que COFIDE busca trasladar parte de su agenda institucional fuera de Lima. El objetivo es que sus órganos de decisión conozcan las necesidades de cada región, identifiquen sectores que requieran financiamiento y evalúen proyectos en los que pueda intervenir con créditos, garantías, estructuración financiera o movilización de recursos.

El presidente ejecutivo de la entidad, Jorge Velarde, afirmó que la presencia en el territorio permite recoger información de las autoridades y del sector privado antes de definir posibles intervenciones. “El desarrollo del país requiere acercar las decisiones financieras al territorio”, sostuvo durante la actividad.

Velarde indicó que COFIDE pretende elevar su participación en Junín mediante instrumentos que permitan impulsar la competitividad regional y el desarrollo productivo. La entidad precisó que las reuniones no reemplazan los procesos técnicos requeridos para aprobar operaciones de financiamiento.

CMAC Huancayo concentra más de la mitad de los recursos canalizados

Junín figura entre las tres regiones peruanas con mayor volumen de recursos canalizados por COFIDE mediante entidades del sistema financiero. Las colocaciones superan los S/ 226 millones, de acuerdo con los datos difundidos durante el Directorio Descentralizado.

De ese monto, alrededor de S/ 127 millones se distribuyeron a través de CMAC Huancayo. El resto se canalizó mediante operaciones con CMAC Arequipa, Mibanco y BBVA. El esquema permite que COFIDE entregue fondeo e instrumentos financieros a entidades que mantienen un vínculo directo con los negocios y emprendedores de la región.

La entidad señaló que este modelo apunta a ampliar el acceso al crédito para las micro y pequeñas empresas, un sector que suele enfrentar mayores dificultades para conseguir financiamiento en condiciones adecuadas. Las instituciones financieras locales cumplen un papel de intermediación, ya que evalúan y atienden las solicitudes de sus clientes.

La hidroeléctrica RenovAndes H1 recibió un compromiso por US$ 27,4 millones

La actividad de COFIDE en Junín también incluye operaciones ligadas al sector energético. La entidad comprometió US$ 27,4 millones para financiar la Central Hidroeléctrica RenovAndes H1, operada por la Empresa de Generación Eléctrica Santa Ana.

Además, COFIDE informó que cuenta con inversiones en instrumentos del mercado de capitales vinculados con empresas que desarrollan infraestructura y servicios con presencia o impacto en la región.

Durante la visita a Huancayo, el Directorio revisó iniciativas que podrían tener incidencia en Junín y en la macrorregión centro. Entre ellas figura la Planta de Tratamiento de Aguas Residuales (PTAR) Huancayo, cuyo costo estimado asciende a US$ 466 millones y que podría beneficiar a más de 540 mil habitantes.

La PTAR Huancayo, las vías y el aeropuerto de Jauja están en evaluación preliminar

COFIDE también analizó proyectos para mejorar la conectividad vial y ferroviaria de la zona central del país, así como la modernización del Aeropuerto de Jauja. La entidad considera que esta infraestructura puede incidir en el transporte de pasajeros, el comercio y el turismo de la región.

El banco aclaró que las iniciativas revisadas se encuentran en una fase preliminar. Por ese motivo, el análisis no implica una aprobación ni un compromiso de financiamiento. La eventual intervención de COFIDE dependerá de la estructura de cada proyecto, su viabilidad técnica y financiera, el marco normativo aplicable y las autorizaciones correspondientes.

La subida del gas vuelve a encender las alarmas en Europa. Su precio ha escalado hasta rondar los 80 euros megavatio/hora, alcanzando máximos de tres años y por encima de las cotas que se dieron tras el estallido del conflicto entre EEUU e Irán la pasada primavera. Aunque todavía está lejos de los más de 300 euros por MWh que llegó a alcanzar en 2022, tras la invasión rusa de Ucrania, la trayectoria ascendente registrada desde comienzos de 2026 pone en jaque a la economía europea, ya que un gas más caro se traducirá en una subida de la inflación que obligaría al Banco Central Europeo (BCE) a subir los tipos de interés y encarecería el crédito y las hipotecas de las familias.

La evolución al alza del gas preocupa especialmente porque los precios actuales superan las hipótesis utilizadas por algunas instituciones para sus previsiones de inflación. Si la subida del gas se prolonga, el impacto puede trasladarse progresivamente al conjunto de la economía y obligar al BCE a mantener una política monetaria más restrictiva durante más tiempo. El riesgo es que el shock energético termine convirtiéndose en un problema de competitividad para las empresas europeas.

A la presión sobre los precios se suma un mercado internacional de Gas Natural Licuado (GNL) especialmente tensionado. El estrecho de Ormuz, una de las principales vías de suministro energético mundial, no parece cerca de recuperar una situación estable.

Las tensiones entre Irán y Estados Unidos solo se relajaron temporalmente durante la tregua de junio. Pero en estos momentos las negociaciones permanecen bloqueadas. Antes del conflicto, por el estrecho circulaba alrededor del 20% del comercio mundial de GNL. La producción adicional de otras regiones ha permitido compensar aproximadamente el 75% del volumen perdido, según la Agencia Internacional de la Energía, pero sigue existiendo un déficit de oferta importante.

Ante esta evidencia, el secretario ejecutivo de ONU Cambio Climático, Simon Stiell, ha alertado esta semana de que, tras un verano “infernal”, Europa se enfrenta a una nueva crisis energética este invierno debido a su dependencia de los combustibles fósiles, lo que en su opinión es “el talón de Aquiles económico de Europa”.

Un invierno con menos reservas y más competencia por el gas

El escenario para Europa se agrava por la situación de Catar, uno de los grandes proveedores mundiales de GNL. “Aunque el estrecho reabriera de forma duradera, la producción catarí seguiría estando obstaculizada durante varios meses al menos. De hecho, algunas instalaciones cruciales están inoperativas, sobre todo el complejo de Ras Laffan en Catar, la instalación de licuefacción de gas natural más grande del mundo. Es materialmente imposible que la actividad industrial pueda normalizarse a tiempo para el próximo invierno”, señala Alexis Bienvenu, gestor de fondos de La Financière de l’Échiquier.

Además, Europa afronta el otoño y el invierno con sus almacenes de gas por debajo de los niveles habituales. Según Gas Infrastructure Europe (GIE), las reservas se situaban a comienzos de septiembre en torno al 65% de su capacidad, frente a una media histórica cercana al 88% en estas fechas. “Se trata de una desviación considerable que augura un abastecimiento especialmente tenso este invierno”, advierte Bienvenu. La diferencia es significativa y anticipa un mercado especialmente sensible a cualquier problema adicional de suministro. En Alemania, una de las economías más dependientes del gas, la situación es todavía más delicada, debido a que sus reservas apenas superan el 50%.

Las causas del déficit

El déficit de gas acumulado responde a varios factores. Los precios elevados durante 2026 han reducido los incentivos económicos para llenar los almacenes, mientras que Europa compite con Asia por los cargamentos de GNL disponibles.

A ello se suma un verano especialmente cálido, que ha incrementado la demanda de gas para producir electricidad destinada a la climatización. Además, la meteorología podría volver a jugar en contra durante los próximos meses: el episodio de El Niño aumenta la probabilidad de una mayor demanda asiática de gas y podría intensificar la competencia internacional por los cargamentos.

Golpe para la industria europea

Una de las principales damnificadas por la subida del precio del gas es la industria europea. “Numerosos factores se han alineado actualmente a favor de un mercado gasista europeo muy tensionado este invierno, lo que probablemente provocará un repunte de la inflación y un descenso de la producción industrial”, vaticina Alexis Bienvenu. El experto prevé que algunas tecnologías y sectores, como la energía nuclear, las renovables, la electrificación o los productores estadounidenses de GNL pueden beneficiarse de este escenario. Al contrario que industrias intensivas en energía, como la química, los fertilizantes o la siderurgia, que afrontan, según el gestor de fondos, un nuevo incremento de costes cuando ya atraviesan dificultades.

En este contexto, la competitividad europea está en juego. Mientras Estados Unidos cuenta con un mercado gasista autosuficiente y precios energéticos más competitivos, Europa depende en gran medida del GNL importado. Si el diferencial de precios entre ambos lados del Atlántico se mantiene durante años, las industrias europeas podrían perder atractivo frente a sus competidoras estadounidenses.

“Con gran esfuerzo, Europa ha conseguido evitar la carestía energética desde 2022, pero nada garantiza que pueda luchar contra su desventaja industrial a medio plazo si el gas sigue estando anormalmente caro”, indica el gestor de fondos de La Financière de l’Échiquier. Advierte que, “con independencia de las temperaturas, el invierno se anuncia caliente desde un punto de vista energético y volverá a poner a prueba la competitividad europea”.

El Índice de Producción Industrial (IPI) creció 3.2% en julio de 2026 frente al mismo mes de 2025, impulsado por la expansión de la generación eléctrica, la industria manufacturera y los servicios de agua y saneamiento, según informó el Banco Central de Reserva (BCR).

El BCR indicó que las estimaciones de julio incorporan referencias trimestrales actualizadas hasta el segundo trimestre de 2026. La revisión incluye ajustes derivados de las cuentas trimestrales de los cuatro sectores que integran el indicador industrial.

La rama de electricidad fue la de mayor expansión dentro de los componentes que crecieron, con un alza de 7.5% interanual. La mayor utilización de equipos de climatización y refrigeración en hogares, comercios e industrias llevó la demanda de energía a registros elevados, lo que requirió una mayor generación nacional.

La menor disponibilidad de agua en los embalses redujo en 72.6% la generación hidroeléctrica durante julio. Ante esa situación, el sistema eléctrico aumentó la participación de la generación térmica y de las importaciones de energía para responder a la demanda.

El gas natural licuado mantuvo su lugar como principal fuente de generación. La energía solar fotovoltaica también ganó participación, con un aumento de 35.1%, favorecido por la incorporación de nueva capacidad instalada, de acuerdo con los datos del Banco Central de Reserva.

Los servicios de suministro de agua, evacuación de aguas residuales, gestión de desechos y descontaminación registraron un crecimiento de 5%. El desempeño estuvo asociado a proyectos de la Administración Nacional de Acueductos y Alcantarillados (ANDA) destinados a ampliar la cobertura, reducir pérdidas y mejorar la distribución de agua potable.

En ese sector, el volumen de agua facturada aumentó 14.3%, mientras que el agua no contabilizada cayó 2.2%. La producción de agua potable, por su parte, subió 3.5%, pese a las limitadas precipitaciones registradas durante el mes. El BCR atribuyó ese resultado a la administración de fuentes subterráneas y otros sistemas de abastecimiento.

Alimentos, bebidas y maquila sostuvieron el avance manufacturero

La industria manufacturera avanzó 2.3% respecto de julio de 2025. El crecimiento se apoyó en la producción de alimentos y bebidas, la maquila, los minerales no metálicos, los productos químicos, farmacéuticos y plásticos, además de otras industrias manufactureras.

El grupo de alimentos y bebidas mostró un incremento de 4.7% en valores monetarios. Entre las actividades que explicaron ese comportamiento estuvieron el procesamiento de carnes, la elaboración de bebidas, aceites y grasas, productos lácteos, molinería y panadería.

La maquila creció 7.2% en valores monetarios, con el aporte principal de la fabricación de semiconductores eléctricos destinados a mercados externos.

El informe también señaló que la demanda de materiales para obras de infraestructura y edificaciones sostuvo la producción de minerales no metálicos, artículos metálicos y productos plásticos.

La actividad de minas y canteras fue la excepción, con una caída de 3.5%. La contracción se vinculó al aumento de las importaciones de cemento, que redujo la extracción local de piedra caliza, y a la ausencia de producción de sal durante la temporada lluviosa.

El indicador también estuvo condicionado por la comparación con julio de 2025, cuando minas y canteras había crecido 17.9%. El Banco Central de Reserva aclaró que la baja de esta rama no implica una menor actividad en la construcción.

El sector de la construcción conservó un nivel elevado de actividad por proyectos públicos y privados, entre ellos la ampliación de la Carretera Los Chorros, la construcción del Metrocable y obras educativas, habitacionales y comerciales.

Los diseñadores de interiores coinciden en un punto para 2026: la luz blanca fría no tiene lugar en el dormitorio. La razón no es solo estética, sino biológica.

Estudios recientes confirman que este tipo de iluminación suprime la melatonina, retrasa el sueño y puede elevar los niveles de estrés antes de acostarse.

Por eso, la recomendación unánime del sector apunta hacia la luz cálida, entre 2700K y 3000K, como estándar para cualquier espacio de descanso.

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El error que se repite en la mayoría de las casas

El patrón más común en los dormitorios es una sola luz cenital, brillante y sin regulación, ubicada justo sobre la cama. Según una guía especializada en diseño de dormitorios en India, publicada por Studio Matrx, este esquema es “exactamente lo contrario” de lo que necesita un espacio de descanso: mientras que en el resto de la casa se busca luminosidad, en el dormitorio hay que perseguir la calma.

El problema se agrava porque esa luz cenital queda en la línea de visión directa de quien está acostado. Es lo último que se ve antes de dormir y lo primero que golpea los ojos al encenderse de madrugada.

Frente a ese modelo, los especialistas en diseño proponen un dormitorio que funcione como un “capullo” por la noche: tenue, cálido y sin deslumbramientos, pero con la flexibilidad de volverse suficientemente brillante para tareas cotidianas durante el día.

Qué dice la ciencia sobre la luz blanca y el estrés

¿Por qué la luz blanca puede resultar estresante antes de dormir? La luz blanca fría, con alta emisión en el espectro azul (460-480 nm), suprime la producción de melatonina, la hormona que regula el sueño. Un estudio publicado en 2026 en la revista científica Nature Scientific Reports midió que las lámparas LED frías generan una supresión de melatonina de hasta 12,3%, frente a apenas 3,6% en las LED cálidas y 1,5% en las incandescentes tradicionales.

El mismo trabajo, disponible en la base de datos PMC, mostró que un sistema de luz regulable puede reducir esa supresión de melatonina del 10% (a 5700K, luz fría) a solo 0,1% (a 2100K, luz cálida), con solo cambiar la temperatura de color del ambiente.

Más allá del sueño, hay indicios de un vínculo con el estrés general. Un artículo de investigación presentado en la conferencia científica SIAP 2025 y publicado en Set-Science señala que la iluminación inadecuada, incluida la luz de baja calidad y temperaturas de color superiores a 4000K, se asocia con fatiga, insomnio y “malestar emocional”.

En esa misma línea, estudios citados por la publicación especializada Harvard Health advierten que la luz nocturna, incluso en niveles bajos como los de una lámpara de mesa, puede alterar el reloj biológico y afectar la secreción de melatonina. La investigación de Harvard encontró que la luz azul suprimió la melatonina durante el doble de tiempo que la luz verde de brillo comparable, y desplazó los ritmos circadianos también al doble.

Otro estudio publicado en PMC, que revisó investigaciones sobre exposición a luz azul, encontró que en cerca de la mitad de los trabajos analizados esta luz se asoció con un aumento en marcadores de bienestar negativo: irritabilidad, ansiedad y tensión.

Cómo funciona la iluminación circadiana

La tendencia que domina el diseño de dormitorios en 2026 se conoce como iluminación circadiana o “human-centric lighting”. La idea central: la luz debe imitar el comportamiento del sol a lo largo del día.

Según una guía de tendencias de iluminación publicada por NOVA of California, estos sistemas regulables cambian la temperatura de color de forma automática: entre 5000K y 6500K por la mañana, pasando a 3000K durante la tarde, y bajando a un rango de entre 2200K y 2700K por la noche.

Esa progresión no es arbitraria. La luz fría y brillante de la mañana favorece el estado de alerta y activa la secreción de cortisol, la hormona asociada a la vigilia. La luz cálida y tenue de la noche, en cambio, permite que el cuerpo se prepare para el descanso.

Para lograrlo sin instalar un sistema completo de domótica, algunos especialistas recomiendan bombillas de temperatura ajustable, capaces de pasar de un tono frío a uno cálido según el horario o el comando del usuario.

Tips de iluminación: las tres capas que recomiendan los expertos

Los diseñadores consultados en distintas publicaciones especializadas coinciden en un mismo esquema de trabajo: dividir la iluminación del dormitorio en tres capas independientes, cada una con su propio interruptor o regulador.

Luz ambiental. Es la base general del cuarto. Puede ser un plafón central, una tira LED perimetral o luz indirecta que rebota en el techo. La recomendación es que esté siempre en el rango cálido, entre 2700K y 3000K, y que cuente con un regulador de intensidad (dimmer).

Luz de tarea. Se concentra en zonas específicas: la mesa de noche para leer, el vestidor o el espejo. Los especialistas sugieren lámparas de brazo articulado o apliques de pared ubicados a una altura de entre 28 y 32 pulgadas (71 a 81 centímetros) sobre el colchón, para no generar sombras molestas.

Luz de acento. Es la capa decorativa: tiras LED detrás del respaldo de la cama, luces para cuadros o lámparas de piso en un rincón. No busca iluminar, sino sumar profundidad visual al ambiente.

La única excepción a la regla de la luz cálida es el vestidor o el espejo de maquillaje, donde una luz neutra de alrededor de 4000K ayuda a distinguir colores con mayor precisión.

Los especialistas también remarcan que instalar reguladores de intensidad en cada circuito es, según varias de las fuentes consultadas, la mejora de mayor impacto que se puede hacer sin necesidad de obra.

Recomendaciones para la noche

Los especialistas en sueño consultados por Sleep Foundation recomiendan una progresión clara a lo largo de la tarde y la noche. Entre dos y tres horas antes de dormir, sugieren luz cálida (2700K o menos) a baja intensidad, del tipo que aportan lámparas de mesa con reguladores.

En los 30 minutos previos a acostarse, la recomendación es luz muy tenue, de tono ámbar, o directamente oscuridad. Para los desplazamientos nocturnos, como ir al baño, se aconsejan luces rojas o ámbar, que preservan la visión adaptada a la oscuridad y afectan menos al ritmo circadiano.

Harvard Health agrega una serie de medidas concretas para reducir la exposición a luz azul en las horas previas al sueño: evitar pantallas brillantes entre dos y tres horas antes de acostarse, cubrir o retirar los indicadores LED de los electrodomésticos, y exponerse a mucha luz brillante durante el día para reforzar el ciclo de sueño nocturno.

Una combinación cotidiana de aparatos puede convertirse en un riesgo doméstico. Enchufar dos equipos de alto consumo en el mismo tomacorriente o circuito puede sobrecargar la instalación eléctrica, elevar la temperatura de cables y enchufes y aumentar la posibilidad de fallas o incendios.

La la Asociación Nacional de Protección contra Incendios (NFPA, por sus siglas en inglés) advierte que el uso de múltiples equipos potentes en un mismo punto de alimentación exige atención dentro del hogar. La Comisión Electrotécnica Internacional (IEC) y la Organización Mundial de la Salud (OMS) también sostienen que prevenir sobrecargas y recalentamientos eléctricos ayuda a reducir lesiones e incendios en viviendas.

Una nota reciente de Good Housekeeping, sitio especializado en limpieza y tareas domésticas, identificó cinco grupos de aparatos que no conviene conectar al mismo tomacorriente ni a la misma zapatilla eléctrica. El criterio general es simple:

• Equipos que generan calor suelen demandar mucha potencia
• Motores y compresores producen picos de consumo al arrancar
• Varias cargas intensas en un mismo circuito pueden superar el límite de seguridad
• El riesgo aumenta si hay enchufes flojos, cables deteriorados o adaptadores múltiples

1. Electrodomésticos que calientan

Freidoras de aire, hornos eléctricos pequeños, planchas de cocina y ollas eléctricas. Estos figuran entre los artefactos que más fácilmente pueden causar una sobrecarga si funcionan al mismo tiempo en el mismo enchufe.

Muchos de estos equipos trabajan con resistencias y pueden consumir alrededor de 1.000 watts o más cada uno cuando están en uso.

La IEC recomienda no exceder la capacidad nominal de tomacorrientes, fichas y prolongadores. Mientras que la NFPA señala que los aparatos de calefacción o cocción deben conectarse directamente a tomas de pared y no a extensiones improvisadas. Si dos dispositivos de este tipo operan a la vez, el margen de seguridad se reduce en circuitos domésticos habituales.

2. Secadores y moldeadores de pelo

El baño suele tener circuitos más robustos que otros ambientes, pero eso no elimina el riesgo. Un secador de pelo de alta potencia puede acercarse por sí solo a 2.000 watts de consumo, según la fuente consultada.

Si se lo usa al mismo tiempo que una planchita, rizador o moldeador de aire potente en el mismo punto de alimentación, la carga total puede resultar excesiva.

La OMS insiste en extremar cuidados con aparatos eléctricos en zonas húmedas. En paralelo, la IEC subraya que los equipos con alta demanda deben utilizarse conforme a la capacidad del circuito y con dispositivos de protección adecuados. En la práctica, eso implica evitar conexiones simultáneas innecesarias en un mismo enchufe.

3. Heladeras y aires acondicionados

Algunos aparatos no solo consumen energía de manera sostenida, sino que además requieren un impulso mayor cuando se encienden.

Eso ocurre con equipos que usan compresor, como las heladeras y los aires acondicionados. Si ambos comparten tomacorriente o circuito cercano, el sistema puede verse sometido a picos de corriente al inicio de cada ciclo.

La Agencia Internacional de Energía (AIE) ha señalado en informes sobre uso residencial que la refrigeración y la climatización figuran entre las cargas más relevantes del consumo eléctrico en viviendas.

Esa característica ayuda a entender por qué su uso combinado exige planificación. Unir un acondicionador portátil y una heladera compacta en el mismo punto puede hacer saltar la protección o generar sobrecalentamiento en la instalación.

4. Dos calefactores eléctricos portátiles en una sola salida

Los calefactores de ambiente son otro caso sensible. Incluso los modelos pequeños pueden requerir unos 750 watts, mientras que muchos equipos portátiles alcanzan 1.500 watts o más. Cuando dos unidades se usan en simultáneo desde el mismo tomacorriente o zapatilla, la posibilidad de recalentamiento aumenta.

La NFPA ubica a los artefactos de calefacción entre las principales fuentes de incendios domésticos en meses fríos. Recomienda mantenerlos alejados de materiales combustibles, además de enchufarlos de manera directa.

La advertencia también alcanza a la instalación que los alimenta. El peligro aparece cuando la demanda sostenida supera la capacidad del cableado o contactos eléctricos.

5. Herramientas eléctricas con cable

Sierras circulares, fresadoras y otras herramientas con cable también integran la lista de equipos que no conviene usar al mismo tiempo en una misma salida. En ámbitos de trabajo o talleres domésticos, el consumo combinado puede superar los 3.000 watts, según la información recopilada por el medio.

La Organización Internacional del Trabajo (OIT) advierte en sus materiales de seguridad laboral que las instalaciones eléctricas deben adecuarse a la carga prevista y al tipo de tarea realizada.

Esa recomendación también vale en espacios domésticos donde se usan equipos de bricolaje o reparación. Cuando la potencia requerida supera la capacidad del circuito, la instalación puede responder con cortes de protección, pero también con calor excesivo en fichas, cables o tomas.

Entre las señales de alerta que distintas guías de seguridad consideran relevantes, aparecen estas situaciones:

• Disyuntores o llaves que se activan con frecuencia
• Enchufes o fichas que se sienten calientes al tacto
• Manchas oscuras o decoloración alrededor del tomacorriente
• Olor a quemado
• Zumbidos o chispazos al conectar un equipo

La transición energética en España es, además de un compromiso ambiental a largo plazo, un amortiguador económico para los ciudadanos. Según los datos del último informe de la organización internacional Global Energy Monitor (GEM), España se ha consolidado como el motor renovable de Europa, y su despliegue de energía eólica y solar fotovoltaica produce un gran alivio en las finanzas domésticas. De hecho, los hogares españoles se están ahorrando de media un 19% al mes en su factura de la luz, gracias a la entrada de generación limpia, que actúa congelando y estabilizando los precios del mercado eléctrico.

Así, la progresiva sustitución de las fuentes de energía fósil por generación limpia del sol y del viento ha permitido abaratar el coste mayorista de la electricidad. Esto ha permitido proteger a las economías familiares de la inestabilidad de la energía derivada de los conflictos en Oriente Próximo o la invasión rusa en Ucrania. En términos cuantitativos concretos, esta contención de los precios del mercado diario se traduce en un ahorro de unos 10 euros mensuales por vivienda.

Y es que la independencia que aportan las energías renovables actúa como un escudo frente a los picos inflacionarios del gas. Asimismo, episodios como el apagón masivo que sufrió la península ibérica en abril de 2025 han reforzado el consenso entre las autoridades y las compañías eléctricas sobre la urgencia de acelerar la integración de proyectos eólicos y solares para fortalecer la resiliencia de la red.

España, líder europeo en renovables

A nivel internacional, el estudio sitúa a nuestro país en el primer puesto en la carrera limpia europea. España cuenta actualmente con un volumen de 165,3 gigavatios (GW) de capacidad renovable en desarrollo entre tecnología solar fotovoltaica y eólica a gran escala.

En concreto, en el sector solar, España encabeza el escalafón europeo tanto en potencia ya operativa como en capacidad prospectiva, acumulando 108,8 GW solares anunciados o en fase de tramitación. Además, la energía de viento de nuestro país es la segunda potencia europea en instalaciones en servicio, solo por detrás de Alemania, y ocupa el tercer lugar en proyectos eólicos proyectados con 56,5 GW, únicamente superada por Reino Unido y Suecia.

De toda esta cartera planificada, España ya tiene 8,4 GW en fase de construcción activa (lo que representa el 5% del total propuesto), mientras que 132 GW se encuentran en estado de preconstrucción con aprobaciones gubernamentales o financiación confirmada. Este ritmo situará a nuestro país en condiciones de pulverizar sus metas nacionales fijadas en el Plan Nacional Integrado de Energía y Clima (PNIEC) para 2030, con la capacidad de superar en cerca de un 100% las metas solares y en un 40% los objetivos eólicos.

Cuatro comunidades concentran el 65% del ‘boom’

El reparto geográfico de esta expansión demuestra una elevada concentración territorial en el interior y sur de la península. Solo cuatro comunidades autónomas aglutinan el 65% de todos los nuevos desarrollos eólicos y fotovoltaicos previstos para los próximos años.

Castilla y León lidera la expansión prospectiva nacional con un crecimiento proyectado que multiplicará por cuatro su capacidad actual, pasando de 9,5 GW en servicio a 35,7 GW totales (con 27,1 GW solares y 8,5 GW eólicos en desarrollo). Por otro lado, Castilla-La Mancha se sitúa como la segunda región en proyectos futuros con 26,1 GW, manteniendo además el primer puesto de España en potencia operativa actual con 12 GW en funcionamiento. Después, Andalucía y Aragón ocupan los siguientes puestos con 23,2 GW proyectados (11,9 GW operativos) en el caso andaluz y 21,6 GW planificados en el territorio aragonés.

Una aceleración que se refleja en la conexión efectiva de grandes proyectos. Según los registros del operador del sistema, Red Eléctrica, solo en 2024 se sumaron a la red 6 GW de energía solar y 1,3 GW de eólica.

El reto mediterráneo: cuellos de botella en la red y los permisos

La posición destacada de España se encuadra dentro de un impulso renovable sin precedentes en la cuenca del Mediterráneo. Los datos de GEM revelan que el conjunto de los países mediterráneos planea desplegar 552 GW en proyectos eólicos y solares, un volumen que supera ligeramente la cartera total proyectada por Estados Unidos para todas sus fuentes de generación sumadas (548,3 GW).

Sin embargo, para convertir estas proyecciones en energía real fluyendo por los enchufes, la región debe movilizar una inversión estimada de 792.000 millones de dólares y superar graves trabas administrativas. La Comisión Europea advierte de que las demoras en la obtención de licencias (que se extienden habitualmente entre 24 y 48 meses) representan el principal obstáculo para los inversores.

Para atajar este estancamiento, España ha tomado la delantera en el plano normativo mediante la aprobación del Real Decreto-ley 7/2026, que establece las llamadas Zonas de Aceleración Renovable para agilizar las evaluaciones ambientales y los procesos de autorización.

Bajo la visión de la presidenta Claudia Sheinbaum Pardo de mantener una CFE cercana a la población y con presencia permanente en territorio, autoridades de la empresa sostuvieron una reunión de trabajo con representantes del Gobierno de Morelos, municipios y Protección Civil.

Durante el encuentro revisaron los avances en la atención de temas relacionados con el servicio eléctrico, además de fortalecer los mecanismos de coordinación entre las autoridades estatales, municipales y la CFE.

CFE refuerza infraestructura eléctrica y acciones preventivas en Morelos

Como parte de los acuerdos, las instituciones elaborarán de manera conjunta un programa de prevención de riesgos con la participación de Protección Civil. También fortalecerán la colaboración de los municipios en las labores de poda, con el objetivo de agilizar los trabajos preventivos.

Las autoridades acordaron mantener reuniones directas y periódicas entre los gobiernos locales y la CFE para dar seguimiento a los asuntos comunes y mejorar los canales de comunicación.

Estas acciones se desarrollan en un contexto de suficiencia eléctrica en el estado. Morelos cuenta actualmente con una capacidad de 919 MVA y, durante el punto máximo de demanda registrado en mayo, el sistema alcanzó 512 MVA, por lo que mantiene una capacidad disponible de 44.2%.

Para fortalecer esta condición y acompañar el crecimiento de la demanda, la CFE destina 91.74millones de pesos a proyectos de ampliación y modernización de la infraestructura de distribución, que incluyen subestaciones, líneas de media tensión, renovación de redes y sustitución de conductores.

Entre las obras destaca la ampliación de la Subestación Tejalpa, con una inversión de 37.29 millones de pesos, que permitirá incrementar su capacidad de 30 a 40 MVA y reforzar el suministro en la zona.

CFE reporta avance en mantenimiento y cobertura eléctrica en Morelos

A estas inversiones se suma un programa permanente de mantenimiento. De enero a agosto de 2026, la CFE realizó 279 mil 764 acciones en líneas, subestaciones y redes, alcanzando un avance de 121% respecto de lo programado.

Entre los trabajos destacan poda de árboles, inspección de líneas, instalación de protección para fauna y sustitución de apartarrayos y aislamientos.

En paralelo, la CFE continúa avanzando en justicia energética. Al cierre de julio se concluyeron 61 obras en 15 municipios, con una inversión de 31.88 millones de pesos, en beneficio de 725 viviendas, lo que permitió alcanzar una cobertura eléctrica estatal de 99.98%.

Asimismo, se encuentra en gestión ante la Secretaría de Energía la asignación de recursos para 39 obras en 19 municipios, con una inversión estimada de 24.31 millones de pesos, mediante las cuales se prevé beneficiar a 397 viviendas adicionales y alcanzar una cobertura de 99.99% al cierre de 2026.

Con coordinación en territorio, inversión, mantenimiento y ampliación de la cobertura, la CFE avanza en el fortalecimiento del servicio eléctrico en Morelos y refrenda el compromiso del

Gobierno de México de brindar un suministro cada vez más confiable, seguro y cercano a las necesidades de la población.

Una de las dudas más comunes en las casas es cuánta energía consume una freidora de aire y de qué manera ese uso se refleja en la factura eléctrica mensual. El dato depende de la potencia del electrodoméstico, el tiempo de cocción, la temperatura elegida y la frecuencia con que se utiliza durante la semana.

Según información de fabricantes como Kalley, estos aparatos suelen tener una potencia de entre 1.200 y 1.500 watts. Frente a un horno convencional, que puede requerir cerca del doble de energía en ciertos usos, la freidora de aire puede ser una alternativa de menor consumo para preparar porciones pequeñas.

En este sentido, se explica cuánta energía gasta una freidora de aire por cada uso y al mes, al igual que cómo se puede reducir un impacto en la factura eléctrica mensual.

Cuánto cambia el gasto de la freidora de aire según el tiempo de cocción

El consumo real rara vez equivale a una hora completa de funcionamiento. Muchas preparaciones, como papas, vegetales, pollo o alimentos congelados, requieren entre 15 y 30 minutos. En ese caso, una freidora de aire de 1.200 watts puede consumir entre 0,3 y 0,6 kilovatios-hora por preparación.

Ese detalle modifica el cálculo mensual. Si el aparato funciona 20 minutos por día, el gasto eléctrico será menor que el estimado para un uso de una hora. Por eso, para conocer el impacto en el recibo conviene multiplicar la potencia del aparato por el tiempo efectivo de uso y luego aplicar la tarifa de electricidad vigente en el hogar, que depende de las normas de cada país.

Cuánto puede costar usar la freidora de aire todos los días

En países como Colombia, con una referencia de $600 COP por kilovatio-hora, una freidora que consuma entre 1 y 1,5 kilovatios-hora durante una hora tendría un costo estimado de $600 a $900 COP por uso.

Si el uso diario es de media hora, el costo aproximado se reduce a entre $300 y $450 COP. En un mes de 30 días, esa rutina representaría entre $9.000 y $13.500 COP. El cálculo debe ajustarse a la potencia indicada en la etiqueta del aparato y al valor del kilovatio-hora que figura en la factura eléctrica.

Qué consume más energía: una freidora de aire o un horno

La comparación con un horno convencional depende del alimento y de la cantidad que se cocina. Un horno puede consumir entre dos y tres kilovatios-hora, mientras que la freidora de aire utiliza entre uno y 1,5 kilovatios-hora en una hora de funcionamiento.

La diferencia se explica, en parte, por el volumen que debe calentarse. Una freidora de aire tiene una cámara de cocción más pequeña y suele alcanzar la temperatura requerida en menos tiempo.

Para porciones individuales o familiares reducidas, esto puede disminuir el gasto de electricidad respecto de encender un horno grande para una preparación breve.

Cuáles pasos ayudan a reducir el gasto eléctrico de a freidora de aire

El primer paso es evitar el precalentamiento cuando la receta o el manual del aparato no lo exijan. Algunos alimentos pueden cocinarse directamente, lo que reduce minutos de funcionamiento.

Asimismo, conviene organizar las preparaciones para aprovechar una misma sesión de cocción, sin encender el aparato varias veces para cantidades pequeñas.

Otro aspecto es no sobrecargar la canasta. Cuando el aire caliente no circula de forma adecuada, el alimento requiere más tiempo y el consumo aumenta.

Mantener limpias las bandejas, el filtro y las superficies internas ayuda a conservar el rendimiento del aparato. Los modelos con control de temperatura y apagado automático permiten ajustar el uso a cada receta y evitar que el aparato permanezca encendido más tiempo del necesario.

La oposición venezolana denunció un apagón en al menos tres regiones en el oeste del país, en cuya capital, Caracas, hubo un fuerte bajón de luz.

El partido Vente Venezuela (VV), de la líder opositora y Nobel de la Paz María Corina Machado, alertó en la red social X del corte de electricidad en los estados Mérida, Barinas y Táchira, este último fronterizo con Colombia.

El equipo de VV en Barinas expresó que se sigue “sufriendo la destrucción del sistema eléctrico nacional que comenzó (Hugo) Chávez, lo siguió (Nicolás) Maduro y continúa con Delcy (Rodríguez)”, la presidenta encargada de Venezuela.

“Ellos siempre representaron oscuridad y esto solo acabará cuando este régimen salga de Miraflores (sede del Ejecutivo)”, agregó la organización en un mensaje compartido por Machado.

El ex diputado Juan Pablo Guanipa, aliado de la premio Nobel, denunció también “un nuevo apagón en varias zonas del país, tras un fuerte bajón”.

“El sistema eléctrico fue desguazado por este régimen sin importarle el padecimiento de millones de venezolanos. Ningún plan de inversión funcionará mientras los corruptos sigan en el poder. Si queremos futuro tenemos que sacar a Delcy y a su combo. Y eso va. ¡Viva Venezuela libre!”, escribió en X.

El partido Primero Justicia exigió “respuestas inmediatas por parte del Estado ante este nuevo colapso” del sistema eléctrico “ocasionado por la falta de mantenimiento y la corrupción”.

El pasado viernes, la mandataria, quien lleva ocho meses en el cargo, tras la captura de Nicolás Maduro por parte de Estados Unidos, denunció que el sistema eléctrico está siendo saboteado y manipulado, según dijo, en protesta por los recientes acuerdos petroleros, entre ellos el anunciado con Washington para explotar una quinta parte de las reservas venezolanas, las mayores del mundo.

No obstante, expertos y la oposición aseguran que el estado actual del sistema eléctrico, con fallas en casi todo el país, es el resultado, principalmente, de la corrupción y la falta de mantenimiento.

El Gobierno firmó la semana pasada un acuerdo con las petroleras estadounidense Chevron y la italiana Eni en presencia del secretario de Energía de Estados Unidos, Chris Wright.

También fue suscrito un convenio con la estadounidense General Electric (GE) Vernova para fortalecer el sistema eléctrico y recuperar la infraestructura de la industria petrolera.

En junio, el Gobierno venezolano firmó un memorando de entendimiento en materia de electricidad con representantes de GE Vernova, mientras que en abril Rodríguez dijo que estaban en negociaciones con Siemens.

Desde cientos de kilómetros de altura, la cuadrícula de Miami se ilumina en la oscuridad como un tablero encendido. Pero el color ya no es el mismo de hace 13 años. Lo que antes era una mancha uniforme de tono cálido ahora exhibe una paleta de tonos múltiples, y el cambio es tan visible desde la órbita que un astronauta lo fotografió y lo publicó en sus redes para que cualquiera pudiera verlo.

El astronauta Donald R. “Don” Pettit documentó esa transformación con fotografías tomadas desde la Estación Espacial Internacional (ISS) en 2012 y 2025. La comparación entre ambas imágenes, publicadas en su cuenta de X, lo dice todo sin necesidad de palabras.

Miami vista desde el espacio: del amarillo de sodio a las luces LED

Las dos fotografías que Pettit publicó en X muestran el condado de Miami-Dade, en Florida, con una diferencia que salta a la vista desde la órbita terrestre. En la imagen de 2012, la ciudad resplandece con el tono amarillo-anaranjado típico de las lámparas de vapor de sodio. En la de 2025, esa uniformidad desapareció y la vista nocturna revela una mezcla de colores que evidencia el recambio tecnológico ocurrido en el intervalo.

“Esta ciudad ha cambiado enormemente desde mi misión anterior, reemplazando sus luces de vapor de sodio amarillo-naranja por LEDs multicolor. ¡La cuadrícula de la ciudad realmente resalta! Esta toma de control de la iluminación urbana por LEDs es a nivel mundial”, escribió el astronauta al publicar las imágenes.

Pettit también aclaró que posee registros de ciudades de todo el mundo desde 2002 hasta 2025, que documentan el crecimiento urbano y los cambios en la tecnología de alumbrado.

Don Pettit, el astronauta que fotografió ciudades durante 23 años

Donald R. Pettit es ingeniero químico, doctor en Ingeniería Química por la Universidad de Arizona y oriundo de Silverton, Oregón. Antes de incorporarse al cuerpo de astronautas de la Administración Nacional de Aeronáutica y el Espacio (NASA), trabajó como científico en el Laboratorio Nacional de Los Álamos, Nuevo México. La agencia lo seleccionó en abril de 1996.

A lo largo de cuatro vuelos espaciales, acumuló 590 días en el espacio y 13 horas de caminatas espaciales. Su primera misión fue la Expedición 6, en 2002. Luego participó en la misión STS-126 (2008) y en las Expediciones 30 y 31 (2012), período en el que tomó algunas de las fotografías que hoy sirven de referencia para medir el avance de la iluminación LED en el mundo.

Su cuarta misión comenzó el 11 de septiembre de 2024, a bordo de la nave Soyuz MS-26, como ingeniero de vuelo de las Expediciones 71 y 72. Durante siete meses, Pettit y su tripulación completaron 3.520 órbitas alrededor de la Tierra. Regresó a la Tierra el 19 de abril de 2025, según su perfil oficial en la NASA.

Qué revelan las imágenes de Miami de 2012 y 2025

Las lámparas de vapor de sodio producen un espectro lumínico acotado que el ojo humano percibe como amarillo-anaranjado; desde la órbita, el resultado es una ciudad cubierta por un manto monocromático, según explicó el Miami Herald al publicar las imágenes de Pettit.

Las luminarias LED, en cambio, combinan distintos tipos de diodos emisores de luz y producen tonos que varían según el modelo y la temperatura de color elegida por cada municipio. Esa variedad es lo que las cámaras de Pettit registraron en 2025: una Miami-Dade donde el mapa luminoso ya no tiene un color dominante.

Lo que desde la calle puede pasar inadvertido —el reemplazo de una farola en una avenida o en un barrio residencial— adquiere otra dimensión cuando se observa la ciudad completa desde los aproximadamente 400 kilómetros de altura a los que orbita la ISS.

Por qué las ciudades reemplazan las luces de sodio por tecnología LED

El reemplazo responde principalmente a razones de eficiencia energética. El Departamento de Energía de Estados Unidos estima que la expansión del LED podría reducir cerca de la mitad del consumo energético de la iluminación general hacia 2030, con ahorro en costos de alumbrado público y mejora en la resiliencia de las redes eléctricas.

El mismo organismo señala que la tecnología LED ofrece, además, tamaño compacto, vida útil prolongada, resistencia a golpes y vibraciones, buen desempeño en bajas temperaturas, ausencia de emisiones infrarrojas y ultravioletas, y encendido inmediato.

El reemplazo también abre debates sobre cómo la luz transforma la percepción de los espacios nocturnos, aunque la discusión sobre temperatura de color, intensidad del haz y distribución del alumbrado excede el alcance de los informes técnicos citados.

Renovar el living no siempre exige una obra. Una serie de cambios puntuales en color, distribución, iluminación y decoración puede modificar la percepción del ambiente y actualizar un espacio que quedó atrás en el tiempo.

Se reúnen una serie de consejos de acuerdo con recomendaciones publicadas por el sitio especializado en limpieza y estilo de vida, The Spruce, y respaldadas por diseñadores de interiores consultados por ese medio especializado.

En la guía, profesionales del diseño coincidieron en que el living ofrece margen para una renovación gradual porque no depende de instalaciones complejas. A partir de esa base, señalaron siete intervenciones de bajo impacto estructural que permiten reorganizar el lugar y alterar su apariencia sin modificar la arquitectura.

1. Papel tapiz adhesivo: incorporar color y dibujo sin intervención permanente

De las primeras sugerencias apunta a sumar papel tapiz adhesivo para introducir un cambio visual en paredes o sectores puntuales. Según The Spruce, la diseñadora y directora de interiores, Jessica Shaw, recomendó perder el temor a los colores y patrones. Optar por variantes autoadhesivas que facilitan la colocación y remoción.

El carácter removible de ese recurso aparece como uno de los argumentos centrales. Si el resultado no convence o surgen imperfecciones durante la colocación, el material puede retirarse y volver a instalarse. En ese sentido, la propuesta apunta a:

• Incorporar contraste en una pared principal
• Modificar el fondo visual de estanterías o rincones de lectura
• Probar estampados sin convertir el cambio en definitivo

2. La pintura: como una vía directa para actualizar la atmósfera

Otra de las alternativas destacadas es el uso de pintura contemporánea para transformar la lectura general del espacio. Shaw sostuvo que cubrir un ambiente con color puede tener un efecto marcado y que, al tratarse de pintura, el cambio conserva un margen de reversibilidad.

La diseñadora Mallory Robins añadió que pintar paredes completas o molduras envejecidas puede reconfigurar la sensación del living de forma inmediata. La observación no se limita al color de base: también incluye terminaciones y detalles que, con el paso del tiempo, pueden reforzar una estética desactualizada.

3. Reordenar los muebles: cambia la circulación y redefine las visuales

Entre las recomendaciones, mover los muebles puede producir un efecto de renovación sin incorporar elementos nuevos. Elizabeth Bennett, también diseñadora, señaló que una reconfiguración atenta puede hacer que el espacio se sienta distinto.

La propuesta incluye revisar tanto la disposición actual como las líneas de visión hacia el interior, a través y alrededor del cuarto. Entre los ajustes mencionados por la especialista figuran:

• Separar el sillón de la pared y hacerlo flotar dentro del ambiente
• Reorganizar el sector de conversación
• Despejar trayectos visuales y de circulación

4. Variar la iluminación: lámparas, focos y puntos de luz complementarios

El relevamiento también remarcó que la iluminación del living no depende solamente de la instalación fija. Shaw planteó que, más que pensar en una reforma eléctrica, conviene evaluar qué elementos ya existen y cuáles pueden reemplazarse o sumarse para cambiar la percepción del espacio.

Bennett, por su parte, recomendó bombitas de 2700 K, una temperatura de color blanco cálido, frente a opciones más frías. Sugirió aprovechar reguladores de intensidad cuando estén disponibles.

Además, la nota indicó que cambiar pantallas antiguas o sumar una lámpara en un rincón oscuro puede alterar el equilibrio lumínico y generar otra lectura del conjunto.

5. Alfombra nueva: reorganizar la paleta y modificar escala visual del espacio

Dentro de los elementos textiles, The Spruce destacó que la alfombra suele ser una de las superficies más extensas del living. Por eso, tiene capacidad para incidir en el carácter del ambiente.

Shaw indicó que, si hubiera que priorizar una única incorporación, una alfombra podría producir un cambio visible al introducir una paleta distinta o una textura ausente hasta ese momento.

La variedad de estilos disponibles permite orientar el resultado hacia registros diferentes. El artículo mencionó tres posibilidades frecuentes:

• Una presencia cromática más marcada
• Una base más suave y discreta
• Una impronta de aire vintage

6. Editar accesorios: ordenar la escena y evitar saturación visual

La selección de mantas, almohadones y objetos decorativos también figura entre las intervenciones recomendadas. Shaw explicó que esas piezas son relativamente simples de reemplazar y pueden modificar la identidad del living. Como ejemplo, mencionó el recambio de textiles estampados por opciones lisas para llevar el ambiente hacia una lectura más depurada.

Robins advirtió, sin embargo, que la acumulación de objetos pequeños puede volver el espacio recargado y anticuado. Frente a eso, propuso vaciar estantes, mesas y repisas antes de decidir qué vuelve a exhibirse. Su sugerencia se apoyó en tres criterios:

• Agrupar los objetos con intención
• Combinar alturas y materiales
• Dejar áreas libres para que el conjunto respire

7. Sumar plantas: sumar volumen, color y punto de equilibrio

La séptima recomendación consiste en incorporar plantas de interior o reemplazar ejemplares existentes para refrescar la escena. Shaw señaló que tanto una planta de gran tamaño como un conjunto pequeño sobre una repisa o el alféizar pueden aportar vida a un ambiente apagado.

La clave, de acuerdo con esa mirada, no pasa solo por agregar verde, sino por distribuirlo con criterio para construir una composición equilibrada. Así, las plantas aparecen en el artículo como un recurso que introduce variación de alturas, textura orgánica y un contrapunto frente a superficies rígidas o neutras.

El director ejecutivo de OpenAI, Sam Altman, comparó el consumo de agua de ChatGPT con la producción de una almendra en un intento por aclarar las críticas sobre el impacto ambiental de la inteligencia artificial.

La afirmación llegó durante el primer episodio del podcast Sources, conducido por el periodista Alex Heath, donde el ejecutivo abordó el creciente rechazo público hacia el desarrollo acelerado de esta tecnología y sus centros de datos.

Qué dijo Altman sobre el consumo de agua de ChatGPT

Altman sostuvo que hicieron falta 38.000 consultas a ChatGPT para igualar la cantidad de agua utilizada en la producción de una sola almendra cultivada en California. El directivo enmarcó el dato dentro de lo que llamó una “contabilidad total del agua”, que contempla todo el proceso productivo y no solo el funcionamiento interno de un centro de datos.

“Vi un asunto circular sobre el consumo de agua de ChatGPT. Y cada vez que ejecutas una consulta, es como si tuvieras la ducha durante unas seis horas y el agua nunca volviera”, relató Altman al presentador del podcast.

El ejecutivo reconoció que citaba la cifra de memoria y que podía no ser exacta, aunque insistió en que se acercaba bastante a la realidad. También apuntó, con cierto tono irónico, que quienes comen varias almendras de una sola vez no sienten que estén haciendo algo grave desde el punto de vista hídrico, a diferencia de la percepción negativa que suele rodear a los centros de datos.

“Es cierto que los centros de datos en su momento usaron refrigeración por evaporación, pero no lo han hecho en mucho tiempo. Un centro de datos moderno muy grande usa la misma cantidad de agua que un edificio de oficinas”, agregó Altman, quien calificó el reclamo ambiental como “un meme sólido y difícil de refutar” que, a su juicio, “no resiste ningún escrutinio”.

Qué dicen las investigaciones sobre el consumo de agua de ChatGPT

Diversos medios especializados pusieron en duda la precisión de la cifra ofrecida por Altman. Según estimaciones vinculadas a investigadores del Servicio Geológico de Estados Unidos, producir una almendra californiana demanda en promedio 1,1 galones de agua, unos 4,16 litros (1,1 galones).

Considerando que el propio Altman había estimado antes que cada consulta a ChatGPT consume entre 1 y 50 mililitros de agua bajo técnicas de enfriamiento más antiguas, el cálculo real arrojaría una equivalencia de entre 85 y 5.500 consultas por cada almendra, muy lejos de las 38.000 que mencionó en el podcast.

¿Cuánta agua usa realmente ChatGPT? No existe una cifra única y consensuada, pero un estudio citado por National Geographic estimó que generar un texto de 100 palabras consume en promedio 519 mililitros, el equivalente a una botella. Las estimaciones varían según la tecnología de refrigeración empleada y el tipo de centro de datos.

Ese mismo informe, elaborado en conjunto por The Washington Post y la Universidad de California en Riverside, calculó que si el 10% de la población activa de Estados Unidos usara ChatGPT semanalmente, el consumo anual de agua superaría los 435 millones de litros, una cantidad suficiente para abastecer durante un día y medio a todos los hogares de un estado del tamaño de Rhode Island.

Cada respuesta de 100 palabras generada por ChatGPT implica además un consumo promedio de 0,14 kilovatios-hora, equivalente a alimentar 14 bombillas LED durante una hora. Multiplicado por millones de usuarios, el gasto energético adquiere una escala considerable: si el 10% de los trabajadores estadounidenses usara la herramienta semanalmente, el consumo eléctrico anual equivaldría al de todos los hogares de Washington D.C. durante 20 días.

Este incremento en la demanda ya generó tensiones en las redes eléctricas locales de estados como Georgia, Arizona y Texas, donde los costos más bajos de electricidad atrajeron a empresas tecnológicas que construyen centros de datos a ritmo acelerado.

En Fayette County, Georgia, un sitio consumió 29 millones de galones de agua en 15 meses, mientras que en Morgan County los vecinos denunciaron que el agua de la zona se volvió turbia tras la instalación de un desarrollo similar.

Combatir el calor dentro de casa ha tenido este verano un coste mayor para los hogares. Mantener fresco un piso de 90 metros cuadrados entre junio y agosto de 2026 ha costado una media estimada de 107,88 euros, frente a los 93,16 euros del año pasado, según un estudio de Papernest. Son casi 15 euros más en tres meses, un 15,8% de incremento. La cifra se refiere únicamente al consumo destinado a refrigerar la vivienda, no a toda la factura de la luz.

La cantidad cambia mucho según la casa. Para un estudio de 45 metros cuadrados, Papernest calcula un gasto de 48,78 euros durante el verano, mientras que en una vivienda de 140 metros cuadrados la refrigeración eleva el desembolso hasta los 193,60 euros. En ambos casos, el coste también supera al de 2025.

También importa, y mucho, dónde esté la vivienda. Entre las 20 ciudades analizadas, Sevilla y Córdoba lideran el gasto en aire acondicionado, con 139,28 euros durante el conjunto del verano. En Oviedo, en cambio, el gasto estimado se queda en 55,78 euros. La diferencia es considerable: mantener fresca una vivienda en las dos ciudades andaluzas cuesta alrededor de 2,5 veces más que en la capital asturiana.

El precio de la luz influye más que el aumento de las temperaturas

Que enfriar la casa haya sido casi un 16% más caro que en 2025 no significa que este verano haya sido mucho más cálido en las ciudades analizadas por Papernest. Su estudio sitúa la media de las temperaturas máximas en 32 ºC, apenas dos décimas por encima de los 31,8 ºC del año anterior. Al mismo tiempo, el precio medio de la tarifa regulada (PVPC) utilizado en sus cálculos subió un 14,1%, desde 0,1347 hasta 0,1537 euros por kilovatio hora.

La conclusión es sencilla: este verano no solo ha importado cuánto tiempo ha habido que encender el aire acondicionado, sino también cuánto costaba la electricidad mientras estaba funcionando.

Eso no significa que el calor haya dado tregua. Junio fue el segundo más cálido registrado en España desde 1961, con una temperatura media peninsular de 23,3 ºC, 3,2 grados por encima de lo habitual. Julio fue aún más extremo: con 25,7 ºC de media, empató con julio de 2022 como el mes más cálido de toda la serie histórica de AEMET.

Además, las ciudades donde más ha aumentado el gasto respecto al verano pasado no son necesariamente las que ya parten de las temperaturas más altas. Papernest sitúa a Zaragoza a la cabeza de las subidas, con 31,96 euros más que en 2025, seguida de Bilbao, con 26,51 euros adicionales, y Logroño, con 22,17. Solo Valencia y Barcelona reducen el coste estimado de refrigeración entre las 20 localidades estudiadas.

Poner el aire puede costar hasta 33 céntimos por hora

Otra estimación, elaborada por Roams con una metodología diferente, permite ver cómo termina reflejándose el uso del aire acondicionado en el recibo completo. Para un hogar tipo, la plataforma calcula una factura media de unos 159 euros al mes con tarifa regulada, frente a unos 114 euros con una tarifa de precio estable. Durante los tres meses de verano, la diferencia entre ambas opciones rondaría los 134 euros.

Traducido a algo tan cotidiano como una hora de aire acondicionado, Roams calcula un coste de 32,5 céntimos con la tarifa regulada y 20,3 céntimos con una tarifa estable. Es decir, mantenerlo encendido durante ocho horas supondría alrededor de 2,60 euros al día con PVPC, frente a unos 1,62 euros con precio estable.

En las zonas donde hace falta refrigerar la vivienda durante más tiempo, el peso sobre el recibo aumenta rápidamente. En Sevilla, por ejemplo, Roams atribuye al aire acondicionado 97,50 euros de una factura mensual de 190,80 euros con PVPC, algo más de la mitad del total. Sin embargo, en A Coruña, donde su modelo presupone muchas menos horas de uso, la refrigeración representa alrededor del 21%.

La diferencia se explica en buena medida por las horas durante las que el aparato necesita funcionar. Roams estima unas 10 horas diarias en Sevilla, Córdoba y Badajoz, 9,5 en Murcia, nueve en Zaragoza, Lleida y Alicante y 7,5 en Barcelona. En A Coruña baja hasta las 2,5 horas. Son cálculos basados en las condiciones climáticas de cada zona, no datos de consumo real de los hogares.

El gasto en aire acondicionado gana cada año más importancia debido al contexto en el que se encuentra España a nivel climático: las olas de calor extremo son cada vez más frecuentes e intensas. AEMET vincula esta evolución al calentamiento provocado por el cambio climático.

Esto puede aumentar la necesidad de enfriar las viviendas durante los próximos años, aunque no permite saber cuánto costará hacerlo: el recibo seguirá dependiendo también del precio de la electricidad, la tarifa contratada, la eficiencia del aparato y las características de cada casa.

La participación de la energía solar y eólica en la matriz eléctrica de Perú pasó de cerca de 2% en 2015 a bordear 10% en 2025, un avance que quintuplicó el peso de las renovables no convencionales en diez años.

El viceministro de Electricidad, Luis Enrique Santillán Cervantes, sostuvo que el país cuenta con proyectos que podrían añadir unos 18 gigavatios (GW) de potencia instalada hacia fines de 2030.

El funcionario presentó las proyecciones del Ministerio de Energía y Minas (MINEM) durante el Smart Energy Summit 2026, donde expuso los instrumentos de planificación, la cartera de obras y las normas que el Gobierno prepara para incorporar nuevas tecnologías al sistema eléctrico.

La energía hidroeléctrica y el gas aún sostienen la mayor parte del sistema

Pese al crecimiento de las fuentes solar y eólica, la generación eléctrica peruana continúa basada principalmente en centrales hidroeléctricas y en el gas natural. La visión oficial hacia 2050 plantea una ampliación de los parques eólicos en el norte y sur de la costa, además de centrales solares concentradas en el sur del país.

La proyección también contempla una expansión de la generación distribuida, con sistemas solares de menor escala para zonas rurales y urbanas. En la Amazonía, el planteo apunta a sustituir de forma gradual la generación que usa combustibles fósiles por proyectos solares, recursos hídricos y producción de hidrógeno a partir del agua.

Santillán señaló que las renovables no convencionales ganaron presencia en los últimos 10 años. Su participación aumentó ocho puntos porcentuales entre 2015 y 2025, aunque aún representa una parte minoritaria dentro de una matriz donde las fuentes hidráulicas y térmicas conservan un rol central.

El Gobierno prevé aprobar el Plan de Transición Energética en diciembre

La Política Energética Nacional vigente cubre el período 2020-2040 y plantea metas de confiabilidad, continuidad, eficiencia, diversificación de fuentes, acceso universal y menor impacto ambiental. A ello se suma una estrategia de desarrollo con horizonte en 2050.

Entre las prioridades hacia 2031, el Ministerio de Energía y Minas incluyó el fortalecimiento del Sistema Eléctrico Interconectado Nacional, la ampliación de infraestructura, el cierre de brechas en la Amazonía y un marco regulatorio que dé mayor previsibilidad a las inversiones.

El Plan de Transición Energética 2027-2036 se aprobaría en diciembre de 2026, según informó el viceministro. El ministerio también redacta el Plan Energético Nacional de Largo Plazo y ultima el Plan Trienal de Uso Eficiente de la Energía Eléctrica.

La cartera de generación supera los USD 6.500 millones

Perú cuenta con 33 proyectos de generación eléctrica en marcha, que suman más de 5.000 megavatios (MW) de potencia y una inversión superior a USD 6.500 millones. La cartera incluye 11 proyectos solares, cinco eólicos, 16 hidroeléctricos y uno térmico.

Las iniciativas renovables representan 32 de los 33 proyectos anunciados. Sin embargo, la exposición no precisó qué proporción de la potencia total ni de la inversión corresponde a cada tecnología.

El funcionario indicó que el país dispone de un potencial renovable relevante, aunque la transcripción del evento presenta diferencias que deben ser verificadas con la presentación oficial.

Santillán mencionó potenciales de 7 GW y 30 GW para fuentes solar y eólica, con niveles actuales de aprovechamiento de 8% y 5%, respectivamente. También aludió a un potencial geotérmico cercano a 3 GW.

La red de transmisión pasó de 9.000 a 20.000 kilómetros en 18 años

La expansión de las renovables exige mayor capacidad de transporte de electricidad. En ese sentido, Santillán afirmó que la extensión de las redes de transmisión pasó de 9.000 kilómetros a 20.000 kilómetros en los últimos 18 años, un crecimiento de 11.000 kilómetros.

El sistema sumó 6.000 kilómetros de líneas de 220 kilovoltios y 1.500 kilómetros en redes de 123 kilovoltios. Actualmente hay 33 proyectos de transmisión en ejecución, con una inversión superior a USD 2.000 millones en 20 regiones. De ellos, 23 se encuentran en estudios, nueve en construcción y uno ya entró en operación comercial.

A esa cartera se agregan 19 proyectos en proceso de adjudicación, con una inversión proyectada de USD 10.000 millones y alcance en 13 regiones. Para este año, el ministerio prevé el ingreso de 18 proyectos de transmisión.

El Ejecutivo también prepara reglamentos sobre contratación de energía, servicios complementarios, tarifas en sistemas aislados y generación distribuida a pequeña escala. Santillán afirmó que el objetivo es dar mayor claridad a los procesos sin reducir las exigencias aplicables al sector.

Un gesto cotidiano puede convertirse en un riesgo eléctrico si se usa sin evaluar la carga del aparato. Conectar ciertos equipos de alto consumo a un alargue puede sobrecalentar el cable, dañarlo y aumentar el peligro de incendio.

Resulta una advertencia respaldada por organismos de seguridad y por expertos citados por Good Housekeeping.

1. Calefactores portátiles

Los equipos que generan calor figuran entre los aparatos con mayor riesgo cuando se conectan a una extensión. La Electrical Safety Foundation International (ESFI) sostiene que las extensiones son una causa recurrente de incendios domésticos. Recuerda que los dispositivos de calefacción portátil deben usarse con especial cuidado.

En la misma línea, la National Fire Protection Association (NFPA) indica que los calefactores portátiles deben enchufarse de manera directa a un tomacorriente de pared.

La razón es técnica y concreta. Estos aparatos demandan una corriente alta y sostenida, lo que puede recalentar cables que no fueron diseñados para soportar esa carga durante períodos prolongados. En Good Housekeeping, especialistas señalan que muchos calefactores portátiles alcanzan 1.500 vatios o más, potencia suficiente para deteriorar una extensión estándar.

2. Aires acondicionados portátiles y de ventana

Los aparatos con compresor también integran la lista de usos desaconsejados. La Consumer Product Safety Commission (CPSC) advirtió que los equipos de aire acondicionado deben seguir las instrucciones del fabricante y evitar conexiones inadecuadas que favorezcan el sobrecalentamiento. El problema aparece, sobre todo, en el momento del arranque.

Cuando el compresor se pone en marcha, el equipo necesita un pico de energía superior al consumo habitual. Ese impulso inicial puede ser tolerado por el cable original del aparato, pero no necesariamente por una extensión común. Ese exceso de demanda puede recalentar el alargue en segundos, dañar el aislamiento y elevar el riesgo de falla eléctrica.

3. Freidoras de aire, cafeteras y tostadoras

Los pequeños electrodomésticos de cocina suelen parecer menos exigentes por su tamaño, pero varios de ellos trabajan con niveles altos de potencia. La Comisión Electrotécnica Internacional (IEC) establece criterios estrictos para equipos que producen calor porque ese funcionamiento implica una carga intensa sobre la instalación.

En ese grupo entran las freidoras de aire, cafeteras, tostadoras y hornos compactos. El artículo analizado advierte que algunos de estos aparatos pueden superar los 2.000 vatios, cifra que ayuda a explicar por qué no conviene conectarlos a una extensión. Aunque se utilicen por lapsos breves, esa exigencia eléctrica puede superar la capacidad de un cable alargador de uso común.

4. Las mini heladeras también exigen cautela

Las heladeras pequeñas suelen asociarse con un consumo moderado, pero su funcionamiento plantea otro tipo de exigencia. Al igual que los aires acondicionados, dependen de un compresor, con picos de corriente al activarse. Además, no se trata de aparatos de uso ocasional, sino de equipos que permanecen conectados durante largos períodos.

La Occupational Safety and Health Administration (OSHA) de Estados Unidos advierte que las extensiones están pensadas para un uso temporal y no como sustituto del cableado permanente.

En ese contexto, conectar una mini heladera a un alargue añade dos factores de riesgo a la vez: la demanda intermitente del compresor y la duración continua del uso. Good Housekeeping incluye estos equipos entre los que deben ir conectados de forma directa a la pared.

5. Unir varias extensiones eleva el riesgo de recalentamiento

El quinto punto no alude a un electrodoméstico, sino a una práctica frecuente. Encadenar una extensión con otra, o conectar una extensión a una regleta (también conocida como zapatilla), aumenta la resistencia del sistema y favorece la acumulación de calor. La NFPA y ESFI desaconsejan estas configuraciones porque pueden derivar en sobrecargas, caída de tensión y deterioro del cableado.

Ese uso, conocido como “daisy chaining”, también puede afectar el desempeño de los equipos conectados. A medida que la electricidad recorre varios tramos, el voltaje disponible puede disminuir, con posibles daños para algunos aparatos. Las extensiones no deben combinarse entre sí ni con zapatillas eléctricas cuando el objetivo es alimentar equipos de alta demanda.

Transener es la principal empresa de transporte de electricidad del país. Hasta hace pocos meses, los dueños de la mitad de la eléctrica eran Pampa Energía, el gigante energético que comanda Marcelo Mindlin, y Estado nacional, por medio de Enarsa. La empresa fue uno de los activos que el gobierno de Javier Milei decidió privatizar y la porción estatal fue vendida al mejor postor en un proceso licitatorio que culminó en mayo pasado.

Así, por unos USD 356 millones, ingresó como nueva socia de Citelec, la controlante dueña de la mitad de Transener, Transmisión Argentina, una firma nueva compuesta por Genneia y Edison Transmisión. El resto de las acciones está en manos de Anses y cotiza en la bolsa.

En las últimas horas trascendieron documentos públicos, presentados ante la Comisión Nacional de Valores, que mostraron que hubo una rápida distribución de dividendos de Transener a pocos días de la adjudicación. Son, según confirmaron desde la empresa, unos 170 millones de dólares.

En medio de las críticas, los accionistas se defendieron diciendo que no hubo irregularidades en ese proceso y que es algo habitual. “No hay nada raro: lo que se cobró es poco con respecto a la inversión. El año pasado, con la composición accionaria anterior, se distribuyeron USD 100 millones”, explicó una fuente de Edison.

“Nosotros licitamos según activos, deuda, la caja y la proyección de ingresos. Y en base a un plan de negocios que trazamos. La caja estaba incluída y por eso se ofreció lo que se ofreció. Lo raro hubiese sido que entregaran una empresa distinta a la que se licitó. Es como comprar un campo sembrado y que nos critiquen por levantar la cosecha. Además, esos fondos dentro de la empresa generan impacto porque pagan Ganancia. Fue rápido, pero es absolutamente normal y legal. Somos muchos socios y hasta Anses quería los dividendos, por eso votó a favor”, explicaron desde la empresa.

¿Qué pasó?

El 30 de abril de este año, la Asamblea de Accionistas de Transener autorizó una distribución de dividendos por $522.590 millones, unos USD 373 millones. Los actuales socios aclararon rápido que “de ese monto autorizado, solo distribuyeron efectivamente USD 170 millones”.

De esa cifra, una mitad va a la oferta pública (Anses e inversores) y la otra se divide en partes iguales, de unos USD 44 millones, entre Pampa y Edison/Genneia, que a su vez distribuye USD 22 millones para cada una de las partes (la distribución accionaria de Edison no es pública).

“Esa decisión —tanto la autorización como el monto a distribuir— fue aprobada y programada con anterioridad al ingreso de Edison/Genneia como accionistas. La distribución fue votada en una Asamblea en la que también participó el resto de los accionistas de la compañía”, agregaron.

Como se dijo, las críticas surgieron por el carácter express del retiro de dividendos, sobre todo en un contexto en el que uno de los grandes cuellos de botella del sector es la falta de inversiones, sobre todo en transporte eléctrico. Allegados a los socios aseguraron que la distribución de dividendos no se hizo antes porque el Gobierno usó esos fondos para que sean parte del valor de la privatización. “No hubiese sido la misma cifra con esos fondos adentro o afuera. Pagamos USD 356 millones en total y esto representa unos USD 44 millones, o USD 22 millones para cada uno de los socios que son los nuevos accionistas”, aseguraron.

En Transener aclaran, por otro lado, que su contrato incluye sólo inversiones en obsolescencia de los equipos y que solo tiene que mantener y operar la red. “No hacemos por tarifa las ampliaciones de la red, kilómetros de línea o más transformadores. Eso lo debe hacer un tercero beneficiario, un generador o una mina, por ejemplo, previa licitación de líneas de alta tensión. Ahora está próximo el Amba 1 para ampliar estaciones transformadoras y una nueva estación que mejorará el abastecimiento en el GBA, que está en proceso de licitación. Nada de eso es responsabilidad de Transener”, dijeron en la transportadora. O sea, la mejora del sistema, que está saturado, se debe resolver con licitaciones e inversiones nuevas, no con lo que haga Transener, aunque la empresa sí podría participar de los procesos y construir las líneas.

Quién es quién

Genneia, la principal empresa de energías renovables del país, es presidida por Jorge Brito y entre sus accionistas están Delfín Carballo, Darío Lizzano y David Martínez.

Edison, en tanto, es uno de los “nuevos” del sector: en poco tiempo se quedaron con varias empresas de distribución y transmisión del interior y con dos de las hidroeléctricas del Comahue que se volvieron a licitar: Cerros Colorados y Alicurá. Sus accionistas son los hermanos Juan y Patricio Neuss, Rubén Cherñajovsky y Luis Galli (dueño y presidente de Newsan) y los socios de Inverlat, el diversificado grupo inversor (dueño de Havanna y otros negocios) que integran los ex Citibank Guillermo Stanley, Carlos Giovanelli, Damián Pozzoli y Federico Salvai, ex funcionario de Cambiemos y yerno de Stanley.

Los hermanos Neuss entraron al negocio eléctrico en 2011, cuando le compraron a Inverlat su participación en Edersa, la empresa de energía de Río Negro. El año pasado buscaron a Inverlat para volver a hacer negocios, esta vez como socios, y crecer con las distribuidoras del interior –que había sido de un fondo perteneciente a la familia Frávega– y un plan para sumar más negocios.

Valer recordar que en el proceso de privatización de Transener hubo tres ofertas: Edenor, de los empresarios Daniel Vila, José Luis Manzano y Mauricio Filiberti; con USD 230 millones; la generadora Central Puerto, con USD 301 millones; y el consorcio Edison/Genneia que ofreció USD 356 millones, resultó ganador y se quedó con el 26% de las acciones de Citelec. “La operación implicó una prima del 27% sobre el valor de mercado de la compañía a la fecha de pago (USD 1.061 millones), sobre una valuación del 100% de la compañía de USD 1.348 millones”, dijeron en su momento.

La mudanza exige resolver una serie de tareas prácticas antes de entrar en la nueva vivienda: embalar, coordinar el traslado, entregar llaves y actualizar datos administrativos. Entre esos trámites, la gestión del suministro energético suele quedar relegada frente a otras urgencias. Sin embargo, dejarla para el último momento puede complicar la llegada al nuevo domicilio. La falta de planificación puede provocar que la casa no tenga electricidad el día de la entrada o que sea necesario recurrir a servicios de activación urgente, con el consiguiente coste adicional.

Los contratos de electricidad no acompañan automáticamente al titular cuando cambia de dirección. Cada servicio está asociado a un contador y a una propiedad concreta, por lo que el traslado de una vivienda a otra no implica que el suministro se active de forma inmediata en el nuevo domicilio. El cambio requiere contratar el servicio para la nueva dirección y tramitar la baja en la anterior. Tener clara esta diferencia permite organizar los plazos y evitar confusiones durante los días previos a la mudanza.

La demora también puede provocar una doble facturación si ambos contratos permanecen activos durante el mismo período, sobre todo si no se comunica con precisión la fecha de salida. Además, una baja tardía o una contratación realizada con escaso margen puede alargar la espera para disponer de luz. Para evitar interrupciones y gastos imprevistos, conviene ordenar el proceso en varios pasos esenciales.

Cuáles son los pasos esenciales para tener electricidad en un piso nuevo

El primer paso consiste en contratar la electricidad para la nueva vivienda. En España, el dato que identifica cada punto de suministro es el Código Universal de Punto de Suministro (CUPS), una clave alfanumérica de 20 a 22 dígitos que figura en las facturas y está asociada a la instalación, no al titular. Para formalizar el contrato, la energética suele solicitar el CUPS o la dirección completa, los datos del nuevo titular, el documento de identidad, la potencia eléctrica que se desea contratar y un número de cuenta IBAN para domiciliar los pagos. Si se trata de una vivienda nueva o de un suministro que lleva tiempo dado de baja, pueden requerirse documentos adicionales, como el certificado de instalación eléctrica, la cédula de habitabilidad o el contrato de alquiler.

Tras asegurar el suministro del nuevo domicilio, el siguiente trámite es decidir qué hacer con el contrato de la vivienda anterior. Si el piso va a ser ocupado por otra persona, suele ser preferible solicitar un cambio de titularidad para que la facturación pase al nuevo residente desde la fecha acordada. Si el inmueble queda vacío o no habrá continuidad en el suministro, se puede pedir la baja. El cambio de titular puede tardar entre uno y 20 días hábiles, mientras que el alta de electricidad en un punto que no dispone de suministro tiene un plazo legal estimado de entre cinco y siete días hábiles. Por eso, conviene iniciar las gestiones con margen y comprobar las condiciones del contrato, ya que una cláusula de permanencia podría implicar una penalización por rescisión anticipada.

El último paso es verificar que la activación se haya realizado antes de la mudanza o al llegar a la vivienda. La comercializadora tramita la solicitud ante la empresa distribuidora de la zona, que es la responsable de operar la red y el contador. También es recomendable anotar o fotografiar la lectura del contador en la fecha de salida y de entrada, para delimitar los consumos de cada ocupante y disponer de un respaldo ante una reclamación.

Cómo informar del cambio de domicilio

Otro bloque clave es la comunicación del cambio de dirección a las administraciones públicas. La Agencia Tributaria establece un plazo aproximado de un mes para notificarlo, mientras que la Seguridad Social recomienda hacerlo lo antes posible para evitar incidencias en notificaciones o prestaciones. Estos trámites suelen ser gratuitos y pueden realizarse de forma telemática.

En el ámbito sanitario, cambiar de domicilio implica también actualizar el centro de salud asignado dentro del Sistema Nacional de Salud. Este paso, aunque no siempre obligatorio, resulta fundamental para garantizar una atención médica cercana y eficaz en caso de necesidad.

En el plano financiero, por otra parte, es importante comunicar la nueva dirección a la entidad bancaria para garantizar la correcta recepción de comunicaciones y cumplir con las normativas de seguridad. Del mismo modo, actualizar los datos en seguros, suscripciones o servicios digitales evita incidencias futuras. Existen también gestiones prácticas que, sin ser obligatorias, resultan altamente recomendables. Es el caso de solicitar la redirección temporal de correspondencia a través de Correos, una solución útil para no perder cartas importantes durante el proceso de transición.

1. Renovar el sellado para evitar filtraciones

La humedad es una de las principales causas de deterioro en viviendas urbanas y suburbanas. De acuerdo con la publicación internacional House Beautiful, el sellado en bañeras, duchas, lavabos y ventanas, si bien parece un detalle menor, cumple un rol central para prevenir filtraciones.

El contratista en remodelación Yoni Asulin, citado por esa revista, recomienda revisar juntas y aplicar nuevo sellador al primer signo de desgaste, pues una intervención a tiempo puede evitar daños mucho más costosos.

2. Atender crujidos, grietas y movimientos nuevos

Cambios en escaleras, barandas, puertas o muros pueden anticipar problemas estructurales o mecánicos. El reformista Andrew Pho, entrevistado por House Beautiful, señala que un peldaño que cruje, una baranda floja o una puerta que se traba pueden ser señales tempranas de desgaste o desplazamiento de piezas.

Profesionales del Colegio de Arquitectos de la Ciudad de Buenos Aires coinciden: muchas veces, basta con ajustar tornillos o reforzar fijaciones para evitar obras mayores. Si las fisuras crecen o aparecen en varios sectores, recomiendan solicitar una inspección profesional.

3. Corregir fallas eléctricas básicas en sectores sensibles

La seguridad eléctrica es prioritaria, en especial en sectores húmedos como cocina, baño, lavadero o ambientes exteriores. El inspector de viviendas Connor Burns, citado por House Beautiful, aconseja revisar el estado de tomas, interruptores y tapas, y verificar el funcionamiento de disyuntores y llaves térmicas.

La instalación eléctrica aparece entre los puntos que requieren más atención preventiva, sobre todo en cocina, baño, lavadero, garaje y espacios exteriores. En esas áreas, los especialistas plantean la necesidad de revisar la protección eléctrica, estado de tomas e interruptores y la presencia de tapas faltantes, y controlar alarmas de humo y monóxido de carbono.

4. Cambiar filtros y sostener mantenimiento del sistema de climatización

El sistema de calefacción y aire acondicionado requiere controles periódicos. La revista Consumer Reports sugiere que el cambio de filtro, tarea sencilla y económica, ayuda a mantener el rendimiento y prolonga la vida útil del equipo.

El portal especializado Energy Saver, del Departamento de Energía de Estados Unidos, también recomienda esa práctica. Para reparaciones complejas, la intervención de un servicio técnico autorizado es la mejor alternativa.

5. Limpiar canaletas para alejar el agua de la estructura

Las canaletas y bajadas cumplen una función directa sobre el techo y los cimientos porque recogen el agua de lluvia y la desvían. Cuando se tapan por hojas o residuos, ese recorrido se altera y el agua puede descargarse junto a la base de la construcción.

De acuerdo con House Beautiful, figura entre las tareas más postergadas pese a su efecto preventivo. Asulin advirtió que una obstrucción puede llevar agua hacia la fundación cuando el sistema debería apartarla, con riesgo de reparaciones mucho más costosas.

El especialista planteó que una limpieza de dos veces por año demanda poco tiempo frente al costo potencial de un daño en la base de la vivienda. Ese mantenimiento forma parte de las revisiones estacionales más citadas por medios internacionales especializados en hogar. El control del escurrimiento resulta clave para preservar cubierta, muros exteriores y estructura inferior.

El mismo estado que vio nacer a las empresas tecnológicas más poderosas del mundo ahora les pone límites.

El lunes, la Legislatura estatal aprobó un paquete de leyes que restringe el diseño de las plataformas digitales, regula la automatización en el empleo y obliga a rendir cuentas a la industria de los centros de datos. Es la respuesta política a una presión social que viene creciendo desde hace años.

“Hay un nivel elevado de ansiedad tecnológica en este momento”, afirmó el asambleísta Josh Lowenthal (D-Long Beach) en declaraciones al Los Angeles Times, y añadió: “Eso se manifiesta desde las redes sociales hasta los centros de datos y la inteligencia artificial que elimina empleos”. El gobernador Gavin Newsom aún debe decidir si firma las iniciativas.

Las plataformas digitales ya no podrán usar funciones adictivas con menores de 16 años

El proyecto más destacado del lote es el Proyecto de Ley de la Asamblea 1709 (Assembly Bill 1709), impulsado por Lowenthal.

La norma prohíbe a ciertas plataformas ofrecer “funciones adictivas” a usuarios menores de 16 años y les exige mecanismos de verificación de edad. El autoplay y los feeds con contenido recomendado por algoritmos quedan expresamente prohibidos para ese grupo etario. Lowenthal calificó esas funciones de “dañinas, punto final, e inadecuadas para el cerebro en desarrollo”.

Newsom, que estuvo en el Capitolio el lunes, celebró públicamente la iniciativa: “Estoy muy orgulloso del trabajo que hicimos juntos en eso. Mi legislador del año es Josh Lowenthal. California seguirá liderando en esta área”.

La legislación va más lejos que el acuerdo extrajudicial que Meta Platforms firmó semanas atrás. La compañía propietaria de Facebook e Instagram aceptó pagar hasta USD 17.000 millones y adoptar medidas de seguridad infantil para resolver una demanda colectiva de 47 estados.

Sin embargo, ese acuerdo deja los cambios como opciones voluntarias para los usuarios; el Assembly Bill 1709 los convierte en obligatorios y se aplica a todas las plataformas, no solo a Meta.

La Legislatura también aprobó el Proyecto de Ley de la Asamblea 2, que habilita multas de hasta USD 1 millón por niño a las empresas de redes sociales que causen daño negligente. Meta declinó hacer comentarios sobre ambas iniciativas.

California pone límites al uso de la inteligencia artificial en el empleo

El segundo gran eje del paquete apunta al mercado laboral. El Senado de California sancionó el Proyecto de Ley del Senado 947 (Senate Bill 947), del senador Jerry McNerney (D-Pleasanton), que prohíbe a los empleadores utilizar sistemas de toma de decisiones automatizados como único fundamento para disciplinar o despedir trabajadores. Si el sistema es el factor principal, un ser humano debe validar la decisión.

“La inteligencia artificial debe seguir siendo una herramienta controlada por humanos, no al revés”, aseguró McNerney en declaraciones recogidas por el Los Angeles Times.

El cuerpo legislativo dio luz verde al Proyecto de Ley del Senado 951 (Senate Bill 951), de la senadora Eloise Gomez Reyes (D-Colton), que obliga a los empleadores a notificar con 60 días de anticipación a los trabajadores y a los gobiernos locales y estatales antes de implementar despidos relacionados con la IA.

Una tercera medida, el Proyecto de Ley de la Asamblea 1609 (Assembly Bill 1609), exige que las grandes empresas privadas ofrezcan atención al cliente humana y revelen cuándo están usando chatbots.

Los legisladores aprobaron además una moratoria de cuatro años sobre la venta y fabricación de juguetes con chatbots de inteligencia artificial, a raíz de preocupaciones sobre el impacto de esa tecnología en los niños.

La factura eléctrica de los californianos, en el centro del debate sobre los centros de datos

El tercer frente abierto por el paquete legislativo tiene que ver con los centros de datos que sostienen la infraestructura de la IA.

El Proyecto de Ley del Senado 886 (Senate Bill 886), aprobado tras una negociación de último momento entre cámaras, establece mecanismos para monitorear el consumo energético e hídrico de esas instalaciones y proteger a los consumidores del aumento en las tarifas eléctricas.

La asambleísta Pilar Schiavo (D-Chatsworth) señaló, de acuerdo con el diario, que “es solo un puñado de empresas el que va a ganar billones de dólares” con la IA, y consideró que son ellas quienes deben financiar las mejoras de infraestructura eléctrica que eso demanda.

La firma de Newsom, la incógnita que queda

Todos los proyectos aprobados deben ahora pasar por el escritorio de Newsom, quien tiene la última palabra. El gobernador vetó el año pasado una norma similar a la del Senate Bill 947, por considerar que podía limitar la capacidad de las empresas para usar calificaciones de clientes.

También vetó en 2025 un proyecto que buscaba responsabilizar a las plataformas por contenido vinculado a crímenes de odio, al que calificó de “prematuro”.

Newsom reconoció la tensión que enfrenta: “Constantemente estamos peleando ese equilibrio”, afirmó en una entrevista a mediados de año.

El gobernador señaló que California lidera la regulación de redes sociales a nivel nacional y que solo un par de estados intentaron regular la IA de manera similar. “No nos estamos rindiendo. Estamos empujando hacia adelante”, dijo.

Samantha Vigil, investigadora de la Universidad de California en Davis que construyó un registro de legislación sobre redes sociales en todo el país, indicó al Los Angeles Times que los 50 estados de Estados Unidos presentaron o aprobaron algún tipo de norma sobre medios digitales o tecnología.

El gobierno de Javier Milei dispuso aumentos en las tarifas energéticas que elevarán 1,75% las facturas de electricidad y 1,40% las de gas natural en septiembre. La medida surge de los cuadros tarifarios publicados por el Ente Nacional Regulador del Gas y la Electricidad (ENReGE), con información de la Secretaría de Energía de la Nación.

La decisión fue presentada por el Gobierno como una respuesta a “la actual suba internacional de los costos energéticos”. Según fuentes oficiales, si se hubiera aplicado sin cambios el esquema original previsto para este año, ese escenario habría derivado en un incremento mayor para los hogares.

Este martes por la madrugada se oficializó el aumento a través de Boletín Oficial. Uno de los puntos centrales de la medida es la modificación del tope de consumo bonificable de energía eléctrica. El texto oficial indica que el Gobierno resolvió elevar el techo de consumo bonificable de energía eléctrica a 200 kWh mensuales, revirtiendo así la reducción a 150 kWh que estaba prevista en el cronograma original establecido a comienzos de este año.

Esa baja formaba parte del esquema de Subsidios Energéticos Focalizados (SEF). Con la nueva decisión, el tope subsidiado para la energía eléctrica queda nuevamente fijado en 200 kWh mensuales para los usuarios alcanzados por la medida.

La medida en luz alcanza al AMBA y en gas rige a nivel nacional

La información oficial también detalla que la disposición no tiene el mismo alcance territorial en ambos servicios. En electricidad, la medida se aplica a los usuarios de Edenor y Edesur en el Área Metropolitana de Buenos Aires (AMBA), que es la jurisdicción donde el gobierno nacional tiene competencia. En el caso del gas natural, en cambio, la decisión rige a nivel nacional.

En paralelo con la actualización de los cuadros tarifarios, el Gobierno informó cambios en las bonificaciones extraordinarias. En electricidad, la bonificación extraordinaria se incrementó al 25%. Ese porcentaje, sumado a la bonificación base del 50%, lleva la cobertura total al 75 por ciento.

Para el gas natural, la bonificación extraordinaria se ubica en 24,5 por ciento. Según el texto oficial, ese nivel hace que la bonificación total alcance el 74,5 por ciento.

La Secretaría de Energía vinculó estas decisiones con el objetivo de amortiguar el impacto de los mayores costos energéticos internacionales sobre las facturas residenciales, dentro del esquema tarifario definido para septiembre.

De acuerdo con la cartera energética, el aumento promedio en las facturas de septiembre quedará por debajo del 2,1% de inflación registrado en julio, el último dato oficial disponible del Instituto Nacional de Estadística y Censos (Indec). Las proyecciones del Relevamiento de Expectativas de Mercado (REM) del Banco Central de la República Argentina (BCRA) estiman que el Índice de Precios al Consumidor (IPC) se ubicará en 1,8% este mes.

“Con esta medida, el Gobierno Nacional refuerza su compromiso de proteger a los más vulnerables sin resignar el proceso de normalización tarifaria ni las metas fiscales”, indicaron desde Energía. De ese modo, la explicación oficial presenta la actualización tarifaria de septiembre como una combinación entre subas acotadas en las facturas, ampliación del consumo eléctrico bonificable y refuerzo de las bonificaciones extraordinarias en ambos servicios.

Casi $300.000 para cubrir los servicios

En agosto, un hogar promedio del Área Metropolitana de Buenos Aires (AMBA) sin subsidios destinó $289.622 al pago de energía, transporte y agua potable en agosto, según el último Reporte de Tarifas y Subsidios del Instituto Interdisciplinario de Economía Política (IIEP) de la UBA y el Conicet. El monto representó una baja mensual del 2,1%, aunque se ubicó 54% por encima del registrado en agosto de 2025.

La disminución frente a julio respondió a la combinación de los aumentos tarifarios y una menor demanda energética estacional. La electricidad y el gas natural tuvieron el mayor peso dentro de la canasta de servicios y explicaron la variación negativa del período.

Desde diciembre de 2023 hasta agosto de 2026, la canasta de servicios públicos del AMBA acumuló un alza del 944%, frente a un incremento estimado del 249% en el nivel general de precios. En la comparación interanual, el transporte fue el rubro con mayor aumento, con un 69%, y aportó 27 de los 54 puntos porcentuales de suba total de la canasta.

La planta térmica Moín IV entrará en operaciones en 2030, un año después de lo que el Instituto Costarricense de Electricidad había prometido en marzo, según confirmó el gobierno este lunes durante la firma del convenio de financiamiento con el Banco Centroamericano de Integración Económica en Limón.

El proyecto, con un costo de USD 400 millones financiados íntegramente por el BCIE, añadirá 200 megavatios al sistema eléctrico nacional.

La presidenta Laura Fernández anunció el acuerdo durante las celebraciones del Día de la Persona Negra y la Cultura Afrocostarricense, en su primera visita oficial a la provincia desde que asumió el cargo.

Fernández fijó una condición explícita sobre los 1,500 empleos directos que generará la fase de construcción: que queden en manos de personas que viven en Limón.

“No quiero que este proyecto se llene de gente de Heredia, de Alajuela, de Cartago”, dijo la mandataria, y añadió que está “altamente comprometida con que la riqueza que se genere se quede en Limón”.

El empleo como eje del anuncio

El compromiso responde a una realidad persistente. Según la Encuesta Continua de Empleo, la tasa de ocupación en la región Huetar Caribe apenas subió de 48.4% a 49.3% entre el primer trimestre de 2023 y el segundo de 2026, frente a un 50.8% nacional.

La tasa de desempleo bajó de 7.7% a 6.9% en ese mismo período, pero la informalidad laboral creció a un ritmo mayor que en el resto del país.

La energía como condición para nuevas inversiones

Fernández fue directa al describir la cadena de dependencias: sin suficiente carga eléctrica, ninguna de las grandes inversiones previstas para la provincia puede materializarse. El nuevo hospital, el aeropuerto internacional, la marina y las concesiones hoteleras están condicionados a que Moín IV entre en funcionamiento.

“Ninguna inversión se materializará si Limón no tiene la carga eléctrica suficiente”, advirtió la mandataria. Cuando la planta opere, el complejo de Moín alcanzará una capacidad total de 370 megavatios, al sumar la nueva unidad a la infraestructura ya existente.

El presidente ejecutivo del ICE, Marco Acuña, aprovechó el anuncio para despejar otra incertidumbre: “Se acabó la zozobra para las personas que trabajan en Moín. No cerramos Moín, eso se acabó”. Acuña defendió la decisión de financiar generación térmica —en un contexto en el que muchos bancos solo apoyan proyectos renovables— con un argumento pragmático: los 200 megavatios térmicos funcionarán como respaldo de los 400 megavatios de energía solar que el país incorporará durante esta administración.

El peso del financiamiento externo

El gerente país del BCIE, Álvaro Alfaro Gutiérrez, señaló durante la presentación que más del 25% de la generación eléctrica de Costa Rica ya proviene de proyectos que el banco ha financiado. El monto total comprometido por la institución asciende a USD 485 millones, de los cuales USD 400 millones corresponden a Moín IV.

Fernández agradeció públicamente al banco y subrayó la confianza institucional que, según ella, facilita la relación: “Levanto el teléfono y puedo hablar con confianza con los funcionarios del máximo nivel jerárquico del banco”.

Pobreza, violencia y promesas acumuladas

El anuncio llega sobre una provincia que, pese a algunas mejoras estadísticas, sigue siendo la más pobre del país. La región Huetar Caribe cerró 2025 con un 24.9% de hogares en condición de pobreza, una reducción de 8.1 puntos desde 2022, pero mantuvo el primer lugar en esa categoría a nivel nacional, por encima del promedio del 15.2%.

La violencia agrava el cuadro. Limón acumulaba 120 homicidios al 27 de agosto de 2026, casi una cuarta parte de los 526 registrados en todo el país en ese corte. La tasa provincial de 37.7 homicidios por cada 100.000 habitantes en 2025 más que duplicó la media nacional de 16,7.

Fernández también impulsó el proyecto de “armonización del mercado eléctrico nacional”, que abriría el sector a otras empresas generadoras. Descartó que la iniciativa ponga en riesgo al Grupo ICE, pero advirtió que el país no puede esperar más: “Jamás podría yo consentir que nuestro país se quede rezagado por decisiones en la Asamblea Legislativa que llevan más de 25 años en discusión”.

El presidente de ETESAL, Edwin Núñez, aseguró que la diversificación de la matriz energética de El Salvador protege al país frente a fenómenos climáticos extremos, como olas de calor y sequías. Explicó que, a diferencia de otras naciones que dependen casi exclusivamente del agua, El Salvador ha reducido el riesgo de racionamientos.

Núñez destacó que el sistema energético nacional trabaja sobre predicciones basadas en datos históricos, aunque reconoció que la variabilidad climática actual dificulta cualquier proyección. “El tiempo está loco. Ya ni las predicciones pueden tomarse como antes”, afirmó.

Pese a la escasez de lluvias y las altas temperaturas recientes, el presidente de ETESAL fue enfático durante la entrevista en Diálogo: “El Salvador tiene una matriz energética muy diversificada, y eso lo que hace es que el país no tenga el riesgo de poder tener racionamiento o algún problema en el suministro de energía para toda la población”.

Señaló que, mientras otros países ya enfrentan cortes programados, El Salvador mantiene estabilidad gracias a la geotermia, el gas natural, la generación solar y eólica, además de la hidráulica. Subrayó que la matriz energética nacional no depende de una sola fuente, lo que otorga flexibilidad ante contingencias climáticas.

Diversificación de la matriz energética

Edwin Núñez resaltó que, actualmente, la capacidad instalada en El Salvador supera los 3,138 megavatios, de los cuales el 63 % proviene de fuentes renovables.

El presidente de ETESAL explicó que el pico de demanda más alto registrado fue de 1,297 megavatios durante una ola de calor, cifra que el sistema nacional pudo cubrir sin dificultades. Esta diferencia entre la capacidad instalada y la demanda máxima garantiza margen de maniobra ante aumentos imprevistos de consumo.

Entre los proyectos clave mencionó la central de gas natural Energía del Pacífico, con más de 350 megavatios instalados, parques eólicos como Ventus, numerosos parques solares y la culminación de una presa hidroeléctrica previamente pendiente.

Núñez destacó que estas inversiones han contado con la participación de actores públicos y privados, y que la diversificación permite a El Salvador responder a cualquier contingencia.

Inversiones y modernización en transmisión

El titular de ETESAL detalló las inversiones ejecutadas en la red de transmisión, con la inauguración de cinco subestaciones en diferentes regiones del país: Chalatenango, El Volcán, Talnique y, recientemente, Surcity en Tamanique.

Subrayó que la subestación Surcity incorpora tecnología GIS, que reduce el tamaño y el mantenimiento necesario en un 60-70 % respecto a las instalaciones convencionales. “Menos mantenimiento, más tecnología y por supuesto, más duración”, explicó.

Anunció que El Salvador será el primer país de América Latina en instalar smart valves, dispositivos electrónicos capaces de gestionar el flujo de energía en la red de alta tensión, optimizando la transmisión y facilitando la integración de nuevas fuentes de generación.

Estas mejoras permiten abastecer de forma confiable a polos de desarrollo, como la zona costera de La Libertad y proyectos empresariales de gran escala, garantizando factibilidad para nuevas inversiones industriales, comerciales y turísticas.

Plan de Expansión ETESAL 2026-2035

Núñez presentó el Plan de Expansión 2026-2035, que prevé una inversión de mil millones de dólares y la construcción de cerca de doce subestaciones adicionales. El plan extiende la planificación estratégica de cinco a diez años, anticipando el crecimiento de la demanda y la llegada de empresas tecnológicas y data centers.

El proyecto contempla la construcción de nuevas subestaciones en Santa Ana, Guajoyo, San Miguel dos, La Unión dos y Pasaquina, así como el cierre de anillos de redundancia en la zona oriental y costera mediante líneas de transmisión a 230,000 voltios. Estas infraestructuras buscan fortalecer la conexión entre las regiones con mayor capacidad de generación y los principales centros de consumo, especialmente el área metropolitana de San Salvador.

El presidente de ETESAL enfatizó el trabajo en equipo con el ente regulador y el objetivo de generar condiciones para nuevas inversiones en generación y suministro confiable para el desarrollo nacional.

Además, subrayó la integración permanente de El Salvador al SIEPAC, la red regional de interconexión eléctrica, que permite importar y exportar energía con los países de Centroamérica, México y Colombia.

Aseguramiento de precios y mensaje a la ciudadanía

Sobre el tema de tarifas, Edwin Núñez precisó que los precios de la energía eléctrica dependen de factores externos y del comportamiento del clima, pero reiteró que El Salvador no enfrenta riesgo de racionamiento ni aumentos inmediatos en el costo de la energía.

Subrayó que la diversificación y el crecimiento de la generación fotovoltaica, cuyo costo es prácticamente nulo una vez instalada, ayudan a mantener la estabilidad de precios. Recomendó a la población seguir apostando por el autoconsumo y el uso eficiente de la energía.

El presidente de ETESAL recordó que la misión de la empresa es garantizar un servicio permanente, eficiente y de calidad, y que la educación en el uso racional de la energía es clave para evitar costos innecesarios y asegurar la sostenibilidad del sistema.

El mercado mayorista de la electricidad en España ha cerrado agosto con un precio medio de 118,24 euros por megavatio hora (MWh), su nivel más alto desde febrero de 2023, cuando el pool llegó a los 132,05 euros/MWh. El encarecimiento del gas natural, la mayor actividad de las centrales de ciclo combinado y una demanda eléctrica impulsada por el calor veraniego han provocado que la factura de los consumidores con tarifa regulada PVPC alcanzara su techo, algo que no se veía desde octubre de 2022, según el histórico elaborado por EFE.

Un consumidor medio con tarifa PVPC —con una potencia contratada de 4,4 kilovatios (kW) y un consumo mensual de 250 kilovatios hora (kWh) repartidos entre los tres tramos horarios— pagó en agosto 69,61 euros, casi dos euros más que en julio. Hay que remontarse a octubre de 2022, cuando la factura llegó a los 74,14 euros, para encontrar un recibo más caro.

Un verano marcado por el calor y el gas

El alza del precio de la luz en agosto responde a varios factores. La temperatura elevada disparó la demanda eléctrica, que registró sus picos más altos para un mes de agosto en años. El jueves 13 de agosto, a las 21:32 horas, la potencia máxima instantánea del sistema peninsular alcanzó los 37.189 megavatios (MW), el valor más alto para este mes desde los 37.850 MW del 27 de agosto de 2020. Ese mismo día, en la franja de 19:00 a 20:00 horas, la demanda horaria tocó los 37.125,2 MWh, un umbral que no se superaba desde agosto de 2018.

A esa presión de la demanda se sumó el encarecimiento del gas natural TTF, la referencia europea, que pasó de promediar unos 53 euros/MWh en julio a superar los 66 euros al cierre de la última semana de agosto. El incremento del coste del gas tiene un efecto directo sobre el precio de la electricidad en el mercado mayorista, porque las centrales de ciclo combinado —que queman gas para generar electricidad— son las que suelen fijar el precio marginal del sistema en los momentos de mayor consumo.

Los ciclos combinados, segunda fuente de generación del mes

Las centrales de ciclo combinado han aportado el 19,6% de toda la electricidad producida en agosto, lo que las convirtió en la segunda tecnología del mix energético, solo por detrás de la solar fotovoltaica, que cubrió el 30,6% de la generación. Respecto al mismo mes del año anterior, la aportación de los ciclos combinados creció un 30%.

Desde el apagón masivo que dejó sin electricidad a España y parte de Portugal el pasado 28 de abril de 2025, el sistema eléctrico opera en un régimen reforzado que ha incrementado la presencia de estas centrales como respaldo ante picos de consumo. La intermitencia de la energía solar —que depende de la radiación y carece aún de sistemas de almacenamiento generalizados— deja un hueco nocturno que los ciclos combinados cubren de forma sistemática. En esas franjas horarias nocturnas, el precio del MWh llegó a los 240 euros durante agosto.

El máximo anual, el 17 de agosto

El punto más alto del mes se alcanzó el lunes 17 de agosto, cuando el precio en el mercado diario llegó a 157,35 euros/MWh, el máximo anual. A lo largo del mes, el MWh superó los 100 euros en 27 de las 31 sesiones, lo que da cuenta de la presión sostenida sobre el mercado.

El contexto geopolítico también ha influido en las expectativas de los operadores. La guerra en Irán genera incertidumbre sobre el suministro energético global, de forma similar a como la invasión rusa de Ucrania tensionó los mercados en 2022. Aquella crisis llevó a España y Portugal a aplicar, con autorización de Bruselas, un tope temporal al precio del gas destinado a la generación eléctrica, lo que se conoció como excepción ibérica, y fueron reconocidos entonces como “isla energética” por su limitada capacidad de interconexión con el resto del continente europeo. Ese mecanismo extraordinario abarató el pool en aquel periodo; sin él, las facturas de entonces habrían sido todavía más altas. Ahora no existe ningún mecanismo equivalente.

Los futuros anticipan precios elevados

La estructura de la tarifa PVPC hace que el precio final para el consumidor no dependa solo del mercado diario. El 45% de la factura se referencia al mercado spot o diario, mientras que el 55% restante se calcula a partir de una cesta de contratos de futuros. Esta combinación convierte los movimientos del mercado de futuros en un factor determinante para los recibos de los próximos meses.

En ese frente, las señales que ofrece el mercado de futuros OMIP no apuntan a una bajada próxima. El contrato para septiembre cotiza a 126,25 euros/MWh; el del último trimestre del año, a 121 euros/MWh, lo que supone un 15% más que al cierre de julio; y el contrato para 2027 se sitúa en 75,7 euros/MWh, un 12% por encima del nivel de hace un mes. Estos futuros ya anticipaban a finales de julio un coste medio de 118,7 euros/MWh para agosto, una previsión que se confirmó con gran exactitud.

La crisis económica en Cuba ha dificultado la obtención de comida y medicinas para los gatos, poniendo en riesgo la continuidad del refugio y el bienestar de los animales que allí viven.

En Cuba, la crisis de los servicios públicos se ha transformado en un eje central de la vida cotidiana, con la infraestructura eléctrica en el epicentro de las preocupaciones ciudadanas. De acuerdo con el último informe del Observatorio Cubano de Derechos Humanos (OCDH), el 95% de la población califica como mala la situación de la electricidad, cifra que convierte a este servicio en el peor evaluado entre todas las infraestructuras municipales.

La magnitud del deterioro es tal que los apagones ocupan el primer lugar en la lista de problemas señalados por los encuestados: el 70% de los cubanos identifica la inestabilidad del suministro eléctrico como la máxima prioridad de solución para los próximos seis meses. Este porcentaje supera incluso a las preocupaciones por la crisis alimentaria y el incremento del coste de la vida, según el estudio realizado en más de 70 municipios del país.

El informe del OCDH destaca que la percepción negativa sobre la infraestructura eléctrica es prácticamente uniforme en todas las provincias, con valoraciones desfavorables que alcanzan o superan el 90%. El colapso del sistema eléctrico no solo afecta la vida doméstica, sino que condiciona el acceso a otros servicios esenciales y limita aún más la capacidad de respuesta ante emergencias.

Junto a los apagones, otros servicios básicos presentan altos niveles de insatisfacción. El 87% de la población considera mala la recogida de basura y la gestión de vertederos, mientras que el 86% desaprueba la calidad de los servicios de internet y telefonía. Los problemas se extienden a los acueductos y alcantarillado, evaluados negativamente por el 84%, y a los hospitales y centros de salud, que obtienen un 82% de opiniones desfavorables.

El estado de las carreteras también refleja el desgaste de la infraestructura pública, con un 80% de valoraciones negativas. Las viviendas y edificaciones no escapan a esta crisis: el 74% de la población afirma que se encuentran en mal estado. Solo las escuelas reciben un juicio menos severo, aunque el 56% de las personas entrevistadas considera que su estado es malo.

El balance general sobre la infraestructura y los servicios públicos es abrumadoramente negativo. El 95% de los encuestados considera que el estado de las infraestructuras municipales es regular o malo, y apenas un 2% las califica de buenas. Esta percepción generalizada de colapso explica, en parte, la magnitud de las protestas y el descontento social que se han intensificado en los últimos años.

La encuesta del OCDH también revela que la ciudadanía prioriza la solución de los apagones por encima de cualquier otra problemática. La recurrencia y duración de los cortes eléctricos afectan la conservación de alimentos, la prestación de servicios médicos y la operatividad de las actividades económicas, profundizando la sensación de precariedad en los hogares.

A lo largo del país, la demanda de mejoras urgentes en la infraestructura eléctrica y la gestión de residuos se ha convertido en una exigencia transversal en la isla. La incapacidad del sistema para garantizar servicios básicos alimenta la desconfianza en las instituciones y refuerza la percepción de que el deterioro de la vida cotidiana solo podrá revertirse con cambios estructurales de fondo.

En este contexto, la población cubana mantiene el foco en la restauración del suministro eléctrico como el primer paso indispensable para cualquier recuperación social y económica.

Durante los meses de mayor calor, muchas personas experimentan un aumento en la factura de electricidad debido al uso frecuente del aire acondicionado. Un factor, aunque a menudo ignorado, es el estado de limpieza del aparato. El electrodoméstico sucio no solo afecta la calidad del ambiente interior, sino que puede disparar de manera considerable el consumo eléctrico, incrementando los gastos del hogar sin que el usuario lo note de inmediato.

Cómo influye la suciedad en el consumo de energía del aire acondicionado

La acumulación de polvo y grasa en los componentes internos del aire acondicionado genera una serie de obstáculos en el funcionamiento del sistema. Esta suciedad obstruye el flujo de aire, dificultando la transferencia de calor y obligando al aparato a operar a máxima potencia durante más tiempo para alcanzar la temperatura programada.

Como resultado, la unidad consume mucha más electricidad de la necesaria, lo que repercute directamente en un aumento del monto a pagar en el recibo de luz.

El principal motivo de este exceso de consumo radica en que el sistema debe trabajar de manera constante y forzada. La falta de mantenimiento provoca que elementos como los filtros, el evaporador y el condensador acumulen suciedad, lo que impacta negativamente en el rendimiento general del equipo.

Según CYE Energía, “un equipo sucio trabaja forzado y consume mucha más electricidad. Es fundamental limpiar los filtros periódicamente y realizar un mantenimiento adecuado para asegurar su eficiencia energética”.

El compresor, que es el componente que más energía demanda, se ve especialmente afectado por la falta de limpieza. Cuando el aparato no logra enfriar la estancia de manera eficiente, el compresor se mantiene en funcionamiento continuo, incrementando el consumo de kilovatios-hora (kWh). Incluso modelos más modernos, como los que cuentan con tecnología Inverter, sufren este problema si el mantenimiento no es el adecuado.

Factores que incrementan el consumo eléctrico en equipos sucios

Existen varias causas concretas que explican por qué un aire acondicionado sucio requiere más energía para funcionar. La primera, según Gemini, es la obstrucción de los filtros de aire. Cuando estos están saturados de polvo, el ventilador tiene que esforzarse más para aspirar el aire del entorno. Esta reducción en el flujo de aire provoca que el aparato tarde más tiempo en enfriar el espacio, lo que mantiene el motor encendido de manera constante.

Otra causa frecuente es el aislamiento térmico provocado por el polvo en el evaporador. Cuando las serpentinas interiores se cubren de suciedad, el refrigerante no puede absorber correctamente el calor del aire. Esto reduce el rendimiento del sistema y obliga a que funcione a menor capacidad de lo que fue diseñado.

La suciedad también afecta al condensador exterior, que puede llenarse de tierra y residuos. Si el serpentín exterior no libera el calor acumulado debido a la suciedad, la presión interna del sistema aumenta, lo que se traduce en un mayor esfuerzo eléctrico por parte del compresor para mantener el funcionamiento.

Un problema adicional que señala la IA de Google es el congelamiento de las tuberías, causado por la falta de flujo de aire sobre un evaporador sucio. La humedad atrapada se congela y forma una capa de hielo, bloqueando completamente el paso del aire. En este escenario, el aparato sigue trabajando sin poder enfriar el ambiente, generando un consumo continuo y sin resultados efectivos.

Consejos para reducir el consumo de energía del aire acondicionado

Optimizar el uso del aire acondicionado es clave para evitar sorpresas en la factura. Uno de los consejos más efectivos es ajustar el termostato a una temperatura moderada, entre 25 y 26 grados, siguiendo las recomendaciones del Instituto para la Diversificación del Ahorro y la Energía (IDAE).

Cada grado adicional que se baja en el termostato puede aumentar el gasto energético entre un 5 % y un 7 %. Por ello, mantener una temperatura estable y no excesivamente baja ayuda no solo a ahorrar, sino también a reducir el impacto ambiental.

También es relevante elegir el modo de funcionamiento adecuado. Los equipos modernos incluyen un modo “eco” o “ahorro de energía” que regula automáticamente la temperatura para minimizar el consumo eléctrico, manteniendo a la vez el confort en el hogar. Usar la velocidad del ventilador en modo bajo y permitir el movimiento alternado de las aspas contribuye a distribuir el aire de manera uniforme y eficiente.

El uso de termostatos programables o temporizadores facilita el encendido y apagado del aparato según las necesidades del hogar. Apagar el aire acondicionado cuando la casa está vacía o durante la noche, cuando la temperatura exterior es más baja, permite evitar un consumo innecesario.

Horas de mayor consumo de aire acondicionado y recomendaciones para un uso eficiente

El aire acondicionado requiere más energía durante las horas centrales del día, especialmente entre las 12 y las 16 horas, cuando las temperaturas exteriores alcanzan su punto más alto. Es en este intervalo cuando el equipo necesita trabajar con mayor intensidad para mantener el ambiente fresco, incrementando así el gasto eléctrico.

Además, intentar enfriar los espacios a temperaturas muy bajas aumenta la diferencia térmica entre el interior y el exterior, lo que fuerza al sistema a operar de manera más exigente y prolongada.

En cuanto a la pregunta sobre si es mejor dejar el aparato encendido o apagarlo cuando se sale de la habitación, la respuesta depende del tiempo de ausencia. Los sistemas de aire acondicionado consumen más durante el arranque, pero mantenerlos encendidos todo el día sin necesidad es menos eficiente y genera un gasto innecesario. Utilizar temporizadores o programadores permite encontrar un equilibrio entre comodidad y ahorro.

El nuevo balance de NVIDIA volvió a mostrar la dimensión que alcanzó el negocio detrás de la inteligencia artificial. La compañía cerró su segundo trimestre fiscal de 2027 con USD 96.221 millones de ingresos, un 106% más que un año atrás, y su división de centros de datos alcanzó los USD 89.000 millones, con un crecimiento interanual del 117%. La magnitud de esas cifras refleja la velocidad con la que las empresas están ampliando la infraestructura necesaria para desarrollar y utilizar sistemas de inteligencia artificial.

NVIDIA se encuentra en el centro de esa expansión porque sus unidades de procesamiento gráfico (GPU), desarrolladas originalmente para procesar imágenes y gráficos, resultaron especialmente eficientes para realizar los enormes volúmenes de cálculos que requieren los modelos de IA. Sus chips son utilizados en grandes cantidades por compañías tecnológicas y proveedores de servicios en la nube, que los instalan en centros de datos para aumentar su capacidad de procesamiento.

El propio Jensen Huang, fundador y CEO de NVIDIA, planteó en la presentación de los resultados que la capacidad de cómputo se convirtió en una fuente de ingresos por sí misma. La definición ayuda a entender el cambio que atraviesa la industria: el negocio ya no pasa únicamente por desarrollar un modelo de inteligencia artificial, sino también por construir y operar la infraestructura necesaria para entrenarlo y hacerlo funcionar a gran escala.

Los centros de datos dejaron así de ser solamente grandes instalaciones destinadas a almacenar información. Se convirtieron en la infraestructura física que sostiene buena parte de la nueva economía digital. Para funcionar necesitan servidores, procesadores, redes de comunicación y sistemas de refrigeración, pero sobre todo requieren un suministro eléctrico constante. Cuanto mayor es la capacidad de cómputo que se concentra en una instalación, mayor es también su demanda energética.

Elon Musk había resumido el problema al advertir que la energía es el principal factor que puede limitar el desarrollo de la inteligencia artificial. Los últimos datos sobre la expansión de los centros de datos muestran por qué esa advertencia empieza a adquirir una dimensión concreta: la velocidad con la que crece la demanda de capacidad de procesamiento obliga a ampliar al mismo tiempo la generación y las redes eléctricas.

Estados Unidos enfrenta el límite energético de los centros de datos

Estados Unidos es el principal escenario de esa expansión. Según estimaciones del Departamento de Energía estadounidense basadas en un estudio del Lawrence Berkeley National Laboratory, los centros de datos consumieron alrededor de 176 teravatios hora de electricidad en 2023, equivalentes al 4,4% del consumo eléctrico nacional. La cifra había sido de aproximadamente 1,9% en 2018, lo que muestra el fuerte aumento registrado en apenas cinco años.

Las proyecciones hacia adelante son todavía más significativas. El mismo estudio estima que el consumo de electricidad de los centros de datos podría alcanzar entre 325 y 580 teravatios hora en 2028, lo que representaría entre el 6,7% y el 12% de toda la electricidad utilizada en Estados Unidos, dependiendo del escenario. Se trata de proyecciones y no de una cifra que necesariamente vaya a cumplirse, pero permiten dimensionar la presión que el crecimiento de la inteligencia artificial puede ejercer sobre el sistema eléctrico.

El problema no consiste únicamente en producir más electricidad. Los nuevos centros necesitan conectarse a redes que, en muchas regiones, ya enfrentan restricciones de capacidad. La Agencia Internacional de Energía estima que Estados Unidos concentrará una parte sustancial del crecimiento mundial de la demanda eléctrica asociada a centros de datos durante los próximos años y advierte que la expansión de estas instalaciones ya representa una presión relevante sobre los sistemas eléctricos.

A esto se suma el tiempo necesario para desarrollar la infraestructura energética. Un centro de datos puede avanzar más rápido que una nueva línea de transmisión, una subestación o una central eléctrica, lo que genera un desfasaje entre la velocidad de las inversiones tecnológicas y la capacidad del sistema para abastecerlas. El cuello de botella, por lo tanto, no está solamente en la cantidad de electricidad disponible, sino también en la posibilidad de llevarla hasta donde se necesitan los nuevos centros de procesamiento.

La expansión también comenzó a generar resistencia entre las comunidades. En distintos estados, los proyectos son cuestionados por su impacto sobre las redes eléctricas, el precio de la energía, el uso del agua y el territorio. La oposición no responde exclusivamente a una corriente política: los reclamos también atraviesan distritos gobernados por demócratas y republicanos.

El agua es otro de los puntos de conflicto. Los servidores producen grandes cantidades de calor y necesitan sistemas de refrigeración que pueden utilizar agua, dependiendo de la tecnología empleada. En zonas donde el recurso es escaso, la instalación de un centro de datos puede abrir una discusión sobre cómo distribuirlo entre las necesidades de la industria, los hogares y otras actividades.

También existe una discusión sobre el uso del territorio y el impacto económico local. Estas instalaciones requieren grandes superficies y, aunque la construcción puede generar una importante demanda de trabajadores, una vez terminadas necesitan menos empleados permanentes que otras industrias de dimensiones similares. En Estados Unidos, esas características alimentaron una creciente resistencia a determinados proyectos.

Durante 2025, al menos 48 proyectos de centros de datos por unos USD 156.000 millones fueron bloqueados o quedaron demorados por oposición local, según registros de Data Center Watch. La cifra muestra que el conflicto dejó de ser una discusión aislada y comenzó a convertirse en un factor capaz de modificar los planes de expansión de la industria.

El fenómeno plantea una paradoja para Estados Unidos. El país necesita ampliar rápidamente su capacidad de cómputo para mantener el liderazgo en inteligencia artificial, pero esa expansión requiere recursos físicos que no pueden crecer al mismo ritmo que la demanda de chips y servidores.

La energía se convierte en un factor estratégico

La situación empieza a modificar el mapa de las inversiones. A medida que aumenta el valor de la capacidad de cómputo, también crece el atractivo de los lugares que pueden ofrecer electricidad abundante, redes disponibles y condiciones favorables para instalar y refrigerar grandes centros de datos.

La Agencia Internacional de Energía estima que el consumo mundial de electricidad de los centros de datos podría superar los 1.000 teravatios hora en 2030, frente a unos 460 teravatios hora destinados a abastecerlos en 2024. Estados Unidos y China concentran buena parte del crecimiento previsto durante los próximos años.

Esto ayuda a explicar por qué la energía empezó a ocupar un lugar central en las decisiones de las empresas tecnológicas. El costo de un centro de datos no se limita a los servidores y los chips que contiene: también incluye la generación eléctrica necesaria para alimentarlo, la infraestructura para conectarlo a la red, los sistemas de refrigeración y el territorio donde será construido.

En ese contexto se entiende el resultado de NVIDIA. La compañía no solo está vendiendo procesadores; está abasteciendo una industria que necesita construir cada vez más capacidad física para procesar información. Su división de centros de datos generó USD 89.000 millones en el último trimestre, casi el 93% de los ingresos totales de la compañía, y creció un 117% en un año.

La magnitud del negocio muestra por qué las principales empresas tecnológicas continúan comprometiendo enormes cantidades de capital para ampliar su infraestructura. Pero también expone el otro lado de la ecuación: cada nueva generación de procesadores y cada aumento en la capacidad de cómputo requiere instalaciones capaces de alimentarlos y refrigerarlos de manera permanente.

La inteligencia artificial, por lo tanto, empieza a depender de una infraestructura que está fuera de las pantallas y de los modelos: centrales eléctricas, líneas de transmisión, subestaciones, sistemas de refrigeración y grandes superficies de terreno. La velocidad del boom tecnológico está obligando a construir todo ese soporte físico a una escala inédita.

El balance de NVIDIA funciona así como un termómetro de una transformación que excede a la propia compañía. El crecimiento de sus ingresos refleja cuánto están gastando las empresas para aumentar su capacidad de cómputo, mientras las dificultades que aparecen alrededor de los centros de datos muestran cuál puede ser el límite de esa expansión.

La carrera por desarrollar inteligencia artificial ya no depende solamente de quién tiene los mejores modelos o los chips más potentes. También depende de quién puede conseguir la energía y la infraestructura necesarias para mantenerlos funcionando.

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Un recibidor sin ventanas puede ganar luz y sensación de amplitud con cambios puntuales en pintura, iluminación, materiales y distribución.

La clave no pasa por sumar objetos, sino por hacer que cada superficie refleje mejor la claridad disponible y que las fuentes artificiales se repartan de forma pareja.

1. Elegir colores que reflejen mejor la luz

Los tonos claros ayudan a que el ingreso no absorba la iluminación. Los medios especializados en diseño, como El Mueble y Homes & Gardens, señalaron que las pinturas con un valor alto de reflectancia lumínica permiten devolver más luz al ambiente.

Resulta un criterio útil en zonas de paso con poca claridad natural. En esa línea, blancos rotos, marfiles, arenas suaves o grises muy claros suelen funcionar mejor que colores intensos u oscuros.

2. Usar varias capas de iluminación

Un solo plafón en el techo rara vez resuelve un acceso interior. This Old House, medio especializado en mejoras del hogar y diseño, explicó que en los ambientes sin ventanas conviene combinar ejemplos concretos. Se sugiere luz general, luz puntual y refuerzos en zonas específicas para evitar sombras y repartir mejor el brillo.

En un recibidor, esa lógica puede traducirse en una lámpara central, apliques de pared y un punto de apoyo sobre una consola o un mueble angosto.

3. Incorporar espejos para multiplicar la claridad

Los espejos no generan luz, pero sí la redistribuyen. This Old House indicó que sirven para rebotar la iluminación existente y, en algunos casos, incluso imitar el efecto visual de una abertura.

Un espejo vertical o de gran formato frente a una pared iluminada o cerca de un aplique puede hacer que el recibidor se perciba menos cerrado.

4. Aprovechar la luz prestada de otros ambientes

Cuando el hall conecta con el living, cocina o un pasillo con ventana, abrir el paso visual puede mejorar la entrada de claridad.

Según Homes & Gardens, una abertura interior, paño vidriado o una solución similar permite que la luz de una habitación contigua alcance un espacio que de otro modo quedaría aislado. La luz prestada desde ambientes vecinos figura entre las intervenciones más eficaces cuando no existe una ventana propia.

5. Reducir sombras con muebles livianos

El mobiliario también influye en cómo circula la luz. Los muebles elevados o de líneas delgadas dejan pasar mejor la iluminación por debajo y alrededor, lo que reduce áreas oscuras.

En un recibidor pequeño, consola estrecha, percheros de pared y guardado contenido suelen resultar más convenientes que piezas voluminosas.

6. Revisar pisos y acabados de superficie

Las superficies oscuras tienden a absorber luz. Los pisos claros, la piedra pálida o revestimientos de tono suave ayudan a que el acceso se vea más luminoso.

A eso se suma el tipo de terminación: materiales satinados o con una reflexión moderada suelen colaborar más que texturas opacas muy profundas.

7. Iluminar rincones y evitar zonas muertas

Las esquinas en penumbra pueden achicar visualmente el ambiente. Dejar esos puntos sin refuerzo hace que la habitación se perciba más pequeña, mientras que sumar una fuente secundaria puede equilibrar la escena. En un recibidor, evitar rincones oscuros y repartir la luz hacia las paredes ayuda a construir una percepción más abierta desde el primer paso dentro de la casa.

Aplicadas en conjunto, estas siete ideas permiten mejorar un recibidor sin ventanas sin alterar por completo la estructura del espacio. La combinación entre tonos claros, puntos de luz bien distribuidos, superficies reflectantes y una circulación despejada aparece de forma reiterada en las recomendaciones de medios especializados internacionales. Además de hacer aparición en propuestas publicadas por la revista de diseño de interiores, El Mueble, sobre entradas con poca luz natural.

La minería peruana, motor central de la economía nacional, enfrenta un desafío crítico en la calidad y seguridad del suministro energético.

Según el informe “La nueva ecuación de la minería en América Latina: los límites invisibles entre energía y operación”, elaborado por Aggreko, la viabilidad y competitividad global de la industria minera dependen cada vez más de la confiabilidad de la infraestructura eléctrica.

Perú, que se mantiene como uno de los mayores polos mineros del mundo y lidera el ranking en producción de cobre, oro y zinc, ahora debe garantizar un suministro energético estable para sostener su posición en el escenario internacional.

Suministro eléctrico y cuellos de botella, el talón de Aquiles de Perú

El sector minero representa aproximadamente 10% del PBI peruano y cerca del 60% de las exportaciones totales. Solo en 2025, las exportaciones mineras alcanzaron USD 61.800 millones, según datos de José Albornoz Farias, Director de Minería para Latinoamérica de Aggreko.

Estos números, que sitúan a la minería como el principal motor económico del país, exigen una infraestructura energética robusta, capaz de operar sin interrupciones las 24 horas del día, los 365 días del año. Sin embargo, la industria enfrenta retos estructurales.

La distancia entre los yacimientos y los centros de infraestructura eléctrica, la limitada capacidad de transmisión y las deficiencias en subestaciones, especialmente en regiones andinas y amazónicas, generan incertidumbre y obligan a las empresas a invertir en sistemas de respaldo costosos.

Estas condiciones afectan la viabilidad y el cronograma de nuevos proyectos, restando competitividad internacional frente a otros mercados, de acuerdo con el especialista.

“El retraso en el despliegue de infraestructura de red compromete los cronogramas, ralentiza la apertura de proyectos y resta competitividad internacional a las inversiones en el país”, advierte Albornoz para Infobae Perú.

La transición renovable, un reto urgente para mantener la competitividad

El Plan de Transmisión 2023-2032 busca expandir líneas y subestaciones en zonas mineras, conectando polos de producción con centros de consumo y puertos.

A pesar de ello, los procesos de licencias y permisos siguen siendo burocráticos y lentos, con trámites que pueden extenderse por años. Esta situación genera incertidumbre y eleva los costos de desarrollo, afectando el valor presente neto de las inversiones y la capacidad de Perú para atraer capital internacional.

La calidad del suministro eléctrico también incide directamente en la productividad y la rentabilidad de la minería peruana. Las fluctuaciones de voltaje o los cortes imprevistos pueden dañar equipos críticos y provocar paradas de producción no planificadas, reduciendo el nivel de extracción y elevando los costos unitarios.

Además, el informe de Aggreko revela que esta inestabilidad erosiona la competitividad de las exportaciones peruanas en el mercado global.

Minería peruana en un momento clave de expansión

A ello se suman los retos de la transición energética. El 40% de los especialistas consultados por Aggreko identifica barreras económicas asociadas al costo de implementar energías renovables y la dificultad de asegurar su disponibilidad continua.

La migración a una matriz más limpia exige contratos PPA a largo plazo, almacenamiento energético, electrificación de flotas y reconfiguración de plantas, inversiones intensivas en capital que mantienen al diésel y la generación térmica como opciones necesarias durante la transición.

La ubicación geográfica de muchas minas, a más de 5.000 metros sobre el nivel del mar y en entornos de difícil acceso, limita la eficiencia de algunas tecnologías renovables y encarece el transporte de insumos, explica el experto.

Además, las exigencias socioambientales y la interacción con comunidades locales obligan a inversiones adicionales en monitoreo ambiental y en infraestructura social, alineadas a estándares internacionales de sostenibilidad.

En este contexto, la competitividad de la minería peruana depende de la capacidad del sector para asegurar energía confiable, flexible y de bajo impacto ambiental, factores que hoy resultan decisivos no solo para mantener la producción, sino para atraer inversiones y sostener el liderazgo de Perú en el mercado minero global.

“La calidad del suministro energético es un habilitador fundamental que define la viabilidad técnica y económica de los nuevos proyectos de inversión”, zanja Albornoz.

La distribuidora eléctrica DELSUR informó este 24 de agosto sobre una serie de interrupciones programadas del servicio en distintas zonas de El Salvador, como parte de trabajos de mantenimiento y mejora en la red eléctrica. Los cortes afectarán sectores de los departamentos de La Libertad, La Paz, San Salvador y San Vicente entre el 25 de agosto y el 4 de septiembre.

25 de agosto

En La Libertad y La Paz, el suministro será suspendido desde las 08:30 hasta las 16:00 en el sector del caserío Cangrejera.

26 de agosto

Antiguo Cuscatlán, La Libertad: de 08:30 a 17:00, en calle El Pedregal, sector Jardines de La Hacienda. San Salvador: de 08:30 a 16:00, en sectores de colonia Santa Cristina, barrio Santa Anita. Incluye a Telemóvil El Salvador, S.A. de C.V. y CTE Telecom Personal, S.A. de C.V.

Zacatecoluca, La Paz: de 05:30 a 15:30, en caserío Santa María El Coyol, Las Hojas, lotificación Las Hojas, El Fraijule, Las Tres Puertas, parcelación El Pacífico, playa Las Hojas y comunidad San Carlos.

Santo Tomás, San Salvador: de 05:30 a 09:00, en cantón Chaltepe, colonia Retana, comunidad Caña Brava, calle a la bomba y escuela, pasaje Las Brisas.

Olocuilta, La Paz: de 09:30 a 14:00, en carretera de aeropuerto a San Salvador, caserío Cupinco.

Cortes del 27 al 29 de agosto

27 de agosto

Santiago Texacuangos, San Salvador: de 12:30 a 16:00, en comunidad Las Cruces, lotificación Pensilvania, comerciales El Desvío, calle principal, pasajes Las Cruces y Los Huesos.

San Juan Opico, La Libertad: de 08:30 a 14:00, en calle principal de lotificación Brisas de San Andrés y comunidad Bendición de Dios.

28 de agosto

San Vicente, San Vicente: de 09:30 a 11:00, en cantón San Antonio Caminos, calle al volcán.

Santo Domingo, San Vicente: de 09:30 a 14:00, en barrio La Cruz, avenida 5 de Noviembre y callejón a línea férrea.

29 de agosto

Zaragoza, La Libertad: de 09:30 a 17:00, en colonia Los Cedros, pasajes del uno al cuatro y La Fuente.

31 de agosto

San Francisco Chinameca, La Paz: de 07:30 a 17:00.

Fechas de septiembre

1 de septiembre

San Salvador, San Salvador: de 08:00 a 17:00, en sectores de colonia Santa Lucía, pasaje 31 de octubre, residencial San Miguelito y lotificación Prados de Venecia.

Olocuilta, La Paz: de 08:30 a 13:00, en zonas señaladas.

Teotepeque, La Libertad: de 01:00 a 23:00, en cantones El Níspero, El Ángel, Mizata, Aguazulco y lotificaciones y caseríos Texicio Arriba, Texicio Arriba 2, Texicio Rural y playa Bahía Dorada.

2 de septiembre

San Juan Nonualco, La Paz: de 09:30 a 15:00, en barrios, lotificaciones y zonas de San Juan Nonualco.

Zacatecoluca, La Paz: de 06:00 a 16:00, en sectores de la zona urbana y rural.

3 de septiembre

San Pedro Nonualco, Santiago Nonualco, San Juan Nonualco, San Rafael Obrajuelo, La Paz: de 06:30 a 16:00, en sectores y comunidades rurales.

4 de septiembre

San Juan Opico, La Libertad: de 08:30 a 16:00, en lotificación Brisas de San Andrés y comunidad Bendición de Dios.

El Rosario, La Paz: de 08:30 a 14:00, en sectores de El Rosario. San Pablo Tacachico, La Libertad: de 10:00 a 16:00, en sectores de San Pablo Tacachico.

Zacatecoluca, La Paz: de 09:30 a 17:00, en zonas señaladas.

DELSUR advirtió que estos cortes pueden afectar antenas repetidoras y bombas de agua en las áreas indicadas y sectores cercanos. Recomienda consultar información detallada en su portal web.

El reclamo de las provincias del norte para obtener una compensación por las altas temperaturas avanzó esta semana con un acuerdo entre cinco gobernadores y funcionarios del gobierno nacional. La negociación apunta a crear un esquema de subsidios para las zonas cálidas y muy cálidas, en un sistema energético que durante años contempló beneficios para las regiones de bajas temperaturas pero no para los hogares que enfrentan veranos extremos.

El acuerdo se alcanzó el martes en el Ministerio de Economía, durante una reunión de la que participaron el jefe de Gabinete, Diego Santilli; el ministro de Economía, Luis Caputo; la secretaria de Energía, María Tettamanti; y el secretario coordinador de Energía y Minería, Daniel González. Por las provincias estuvieron los gobernadores de Salta, Gustavo Sáenz; Catamarca, Chaco, Corrientes y Jujuy. La Rioja participó mediante sus equipos técnicos.

La propuesta establece que el consumo eléctrico subsidiado en las zonas consideradas muy cálidas pase de 300 a 550 kWh, mientras que en las zonas cálidas aumente de 150 a 300 kWh. La aplicación está prevista para los meses de noviembre a abril, cuando el uso de electricidad aumenta por las altas temperaturas y el funcionamiento de equipos de refrigeración.

Según explicó Sáenz, el descuento podría cubrir entre el 50% y el 80% del costo de la electricidad, dependiendo de la categoría climática.

“El beneficio es subsidiar parte de la electricidad. Estamos hablando de entre un 50 y un 80%, dependiendo de si son zonas cálidas o muy cálidas”, explicó el gobernador salteño en diálogo con Infobae.

La discusión tiene como antecedente el régimen de zonas frías, que establece descuentos sobre el consumo de gas para usuarios de distintas provincias del centro y sur del país. Ese sistema se financia mediante un cargo que pagan los usuarios del servicio eléctrico de todo el país, incluidos los habitantes del norte.

El planteo de los gobernadores es incorporar al esquema energético una compensación para quienes viven en regiones donde el principal impacto climático no está relacionado con las bajas temperaturas sino con el calor.

Salta ya aplica un beneficio similar

Salta utiliza desde 2023 un régimen provincial de Bonificación de Tarifa para Zonas Cálidas. El programa alcanza a unas 106.000 familias y se financia con recursos del Tesoro provincial.

Durante el último verano, el costo fue de aproximadamente $1.800 millones mensuales, según los datos aportados por la administración salteña. El desembolso anual ronda los $9.000 millones.

El planteo de Sáenz en la negociación nacional busca ampliar la cobertura a unas 140.000 familias de los departamentos de Rivadavia, Orán, San Martín, Anta, General Güemes, Metán, Rosario de la Frontera y La Candelaria.

El gobernador vinculó el reclamo con una discusión que, según señaló, lleva varios años y que involucró a distintas administraciones provinciales y legisladores del norte.

“Lo venimos peleando hace muchísimo tiempo: gobernadores anteriores, diputados y senadores anteriores. Esto es como la coparticipación, que no se resuelve desde el 94. Y me parece que esto puede poner un poquito de justicia”, afirmó.

Sáenz también cuestionó el esquema actual de distribución de los beneficios energéticos.

“El país está dividido en tres partes: el norte, el centro y el sur. Y realmente es un país injusto, porque el Norte viene subsidiando desde hace muchos años a las zonas frías. No digo que esté mal ni que esté bien: digo que es un análisis que tenemos que hacer.”

Una resolución primero y una ley después

Uno de los puntos que todavía debe definirse es el mecanismo jurídico que permitirá aplicar el nuevo esquema. La intención expresada durante la negociación es que una resolución de la Secretaría de Energía permita ponerlo en marcha y que posteriormente una ley establezca un marco de mayor permanencia.

La cuestión es relevante para las provincias porque, según Sáenz, los antecedentes de medidas similares muestran que algunos beneficios tuvieron una duración limitada.

“Lo que logramos es ponernos de acuerdo en que esto hay que resolverlo: a través de una resolución, de una ley o de un decreto, pero con algo que le dé continuidad en el tiempo. No sirve de nada sacar una resolución por un tiempo y que después volvamos a estar igual”, sostuvo.

En principio, la resolución permitiría aplicar el beneficio durante el próximo período de altas temperaturas. Después, el Gobierno y las provincias deberían avanzar en el Congreso con una norma que establezca el régimen.

El reclamo norteño quedó además vinculado con el debate legislativo sobre el régimen de zonas frías. El proyecto obtuvo media sanción en la Cámara de Diputados el 20 de mayo y llegó al Senado dos días después, donde quedó sin tratamiento durante casi tres meses.

Para Sáenz, el eventual subsidio no debería quedar asociado a los gobiernos provinciales sino a los usuarios que recibirían el descuento.

“No es un subsidio al gobernador de Salta, ni al de La Rioja, ni al de Chaco. Es un subsidio para la gente que lo vive, independientemente de que el usuario sea libertario, peronista o radical. Es un reclamo de toda la vida, porque los calores en el Norte son muy fuertes”, agregó.

Perú ocupa una posición destacada en el suministro de recursos clave para la descarbonización global. Según el comunicado oficial del Encuentro Internacional de Gestión Social y Sostenibilidad (GESS 2026), el país produce más del 50% de los minerales críticos que demanda la transición energética, como el cobre y el litio, insumos esenciales para tecnologías limpias y renovables.

La ventaja minera peruana y su impacto en la economía global

Durante su exposición en Lima, Tamiko Hasegawa, presidenta del GESS 2026, subrayó el rol estratégico de Perú para la economía global. Detalló que estos minerales resultan fundamentales para el desarrollo de baterías, vehículos eléctricos, energías renovables y sistemas avanzados de almacenamiento y transmisión eléctrica. Según Hasegawa, la transición hacia una economía baja en carbono ha elevado la importancia de estos insumos, considerados ahora críticos por su impacto en el nuevo modelo energético.

De acuerdo con un estudio del Instituto de Ingenieros de Minas del Perú (IIMP), el país suramericano aporta más de la mitad de los minerales que el mundo requiere para avanzar hacia una matriz energética sostenible. Esta condición convierte a Perú en un actor relevante no solo en términos económicos, sino también como parte de la respuesta a los desafíos ambientales y climáticos internacionales.

Desafíos de sostenibilidad y la inclusión de nuevas generaciones

El liderazgo minero presenta retos importantes. Hasegawa advirtió que la escasez de mano de obra calificada y la baja participación de jóvenes podrían restringir los beneficios de este posicionamiento estratégico. La presidenta del GESS 2026 enfatizó la necesidad de una mayor diversidad profesional, así como de un enfoque en la innovación social y la responsabilidad ambiental para garantizar que los beneficios de la minería sostenible alcancen a toda la sociedad peruana.

Un ejemplo de transformación es la operación minera de Quellaveco, en Moquegua, donde la digitalización y automatización han permitido la incorporación de nuevas competencias y han reducido brechas de género. Según el comunicado, un programa de capacitación facilitó que mujeres accedieran a operar camiones autónomos en áreas tradicionalmente masculinas, acercando los niveles de participación femenina a la paridad y permitiendo que varias de ellas avanzaran hacia roles técnicos especializados.

El papel de los jóvenes y la multidisciplinariedad en la minería del futuro

Hasegawa recalcó que el futuro de la minería peruana dependerá de equipos multidisciplinarios, integrados por economistas, ingenieros ambientales, abogados y especialistas en sostenibilidad. La ejecutiva señaló que resulta fundamental incorporar la visión y experiencia de jóvenes de todas las regiones, incluyendo costa, sierra y selva, en los espacios de decisión del sector.

El comunicado destaca la existencia de programas impulsados por el sector minero y diversas instituciones enfocados en la capacitación y el liderazgo de jóvenes profesionales. El IIMP, por ejemplo, promueve iniciativas que involucran a más de 1.000 jóvenes de todo el país en actividades de formación, innovación y desarrollo profesional, facilitando su ingreso a la industria y su participación en procesos de toma de decisiones.

Hasegawa concluyó su intervención resaltando que la sostenibilidad y el futuro del sector dependen de la innovación, la reducción de brechas y la activa inclusión de nuevas generaciones en todos los niveles. “Ustedes no son el futuro, son el presente. Ya están ocupando espacios de liderazgo y toman parte en las decisiones que definirán el rumbo de la sostenibilidad en Perú y en la región”, afirmó la titular del GESS 2026.

La medida la tomó el Organismo de Control de Energía Eléctrica de la Provincia de Buenos Aires (OCEBA), que adelantó que la empresa EDELAP deberá compensar a los usuarios afectados por los cortes prolongados y no pagarán la factura del período en curso.

EDELAP informó que el siniestro se produjo a las 2:30 de la madrugada en una instalación ubicada dentro de la Subestación Tolosa, emplazada sobre la calle 528, entre Camino General Belgrano y calle 9. La empresa indicó que las causas que originaron el incendio aún se encuentran bajo investigación. En ese sentido, según señaló El Día, en La Plata todavía quedaban cerca de cinco mil usuarios afectados durante la mañana de este miércoles.

En el marco de las actuaciones iniciadas a raíz del siniestro, el OCEBA profundizó los requerimientos a EDELAP y avanzó con un procedimiento sumarial para determinar las causas del incendio y establecer las responsabilidades que pudieran corresponder a la distribuidora. El organismo le otorgó a la empresa un plazo de 24 horas para presentar información técnica y documentación ampliatoria vinculada con el funcionamiento, mantenimiento y operación de las instalaciones afectadas.

Entre los elementos requeridos figuran el detalle cronológico de la actuación de las protecciones involucradas en la falla a partir de los registros del sistema SCADA correspondientes a las seis horas previas al evento, la totalidad de los registros de mantenimiento de la estación transformadora y la documentación relativa a intervenciones de personal sobre las instalaciones. Además, los fundamentos técnicos por los cuales la empresa estima que se produjo la explosión dentro del recinto y el colapso posterior de la estructura, los resultados de los ensayos realizados sobre los tres transformadores afectados y los registros fílmicos internos y externos del día del siniestro.

El OCEBA también informó que, en coordinación con la Dirección Provincial de Defensa Civil del Ministerio de Seguridad bonaerense, aguarda la concreción de las pericias judiciales correspondientes. Una vez finalizadas, solicitará copia de las actuaciones a la Unidad Funcional de Instrucción y Juicio N° 5 del Departamento Judicial La Plata, a cargo del fiscal Juan Ignacio Menucci, para incorporarlas al expediente administrativo en el que se sustancia la investigación.

Además de las sanciones que pudieran determinarse, EDELAP deberá establecer un procedimiento de reclamos para que los usuarios residenciales y comercios puedan reclamar compensaciones por pérdidas materiales, de acuerdo al grado de afectación y la duración del corte.

El incendio se originó a las 2:30 de la madrugada del lunes 17 de agosto en la Estación Transformadora Tolosa y afectó la sala de celdas de media tensión, provocando daños estructurales en parte de la instalación. Seis dotaciones de bomberos intervinieron en el operativo de extinción: tres del Cuartel Central de La Plata —que aportaron dos autobombas y una cisterna— y otras tres de los cuarteles de San Carlos, Gonnet y Villa Elisa. Para las 6 de la mañana, las llamas ya habían sido controladas.

En el pico máximo de afectación, 61.521 usuarios quedaron sin suministro en sectores del casco urbano de La Plata y los barrios de Tolosa, Ringuelet, Villa Castells, José Hernández, Gonnet, Ensenada, Lisandro Olmos y Manuel B. Gonnet. La falta de energía dejó fuera de servicio numerosos semáforos, afectó la actividad comercial y generó dificultades en el tramo final de la Autopista Buenos Aires-La Plata.

La explosión también provocó daños materiales en viviendas linderas: la medianera de al menos una casa colindante con la subestación se derrumbó sobre una pileta y derribó una palmera, lo que motivó la evacuación preventiva de vecinos residentes en inmuebles cercanos.

El impacto se extendió además al servicio de agua potable y cloacas: Aguas Bonaerenses Sociedad Anónima (ABSA) informó que resultaron afectadas varias instalaciones, entre ellas el rebombeo de agua de 120 y 33 y la Planta Depuradora de Líquidos Cloacales de Ringuelet.

Desde las primeras horas, EDELAP activó su Plan Operativo de Emergencia y desplegó más de 15 grupos electrógenos para la reconfiguración progresiva de la red. Para las 15 horas del lunes, más del 60% de los usuarios afectados había recuperado el suministro: de los casi 65.000 sin servicio, 43.000 ya contaban con energía normalizada. Durante la madrugada del martes, la cantidad de hogares sin luz se redujo a 13.900, lo que representaba el 3,5% del total de usuarios de la distribuidora.

La empresa informó que las tareas de reposición continuarán durante las próximas 72 horas, con prioridad en las condiciones de seguridad tanto para los usuarios como para el personal involucrado. EDELAP habilitó los siguientes canales de contacto para consultas: WhatsApp 221 616 0116, atención telefónica 0800 222 3335 y sus perfiles en Facebook, Instagram y X.

La Contraloría General de la República prepara una auditoría forense a Cable & Wireless Panamá y reabrirá una investigación relacionada con Naturgy, dos compañías en las que el Estado mantiene una participación accionaria relevante.

El anuncio fue realizado por el contralor Anel Flores durante una entrevista con TVN Noticias, en la que cuestionó los beneficios que recibe Panamá de estas sociedades y adelantó una revisión de sus operaciones.

Flores reservó algunos de sus cuestionamientos más fuertes para Naturgy, luego de que la empresa entregara recientemente $9.87 millones al Estado en concepto de dividendos correspondientes a las utilidades de la vigencia fiscal 2023.

El contralor contrapuso esa cantidad con los ingresos que atribuyó a la compañía y aseguró que la revisión buscará determinar si la relación entre los resultados de la empresa y los beneficios del Estado resulta adecuada.

“Nos entregaron $9.8 millones en ventas de $1,000 millones, con un servicio pésimo, que todo el mundo se queja de ello”, sostuvo Flores durante el noticiero. El funcionario agregó que Panamá tiene “luz cara” y cuestionó que los dividendos recibidos por el Estado sean bajos frente al volumen de negocios que, según afirmó, maneja la compañía.

Flores también puso atención sobre el endeudamiento. Según explicó, cuando la compañía llegó a Panamá mantenía una deuda cercana a $90 millones y actualmente esa obligación superaría los $1,000 millones.

El contralor cuestionó que ese crecimiento pueda justificarse con inversiones realizadas en el país y aseguró que la Contraloría buscará establecer qué ocurrió con esos recursos y cuál ha sido su impacto sobre las operaciones.

Naturgy opera en Panamá mediante EDEMET y EDECHI, distribuidoras que atienden a más de 750,000 clientes en Panamá Centro, Panamá Oeste, provincias centrales, Chiriquí y Bocas del Toro. La compañía llegó al mercado panameño en 1998, después de la privatización del antiguo IRHE, y obtuvo el 51% de las acciones de ambas empresas distribuidoras.

El momento de la revisión resulta especialmente relevante porque los actuales contratos de las tres distribuidoras eléctricas del país vencen en octubre de 2028.

La concesión vigente comenzó en 2013 por un período de 15 años y alcanza a EDEMET y EDECHI, controladas por Naturgy, y ENSA. La ASEP ya inició los trabajos técnicos y legales previos al proceso que deberá definir la siguiente etapa del negocio de distribución.

El esquema no supone simplemente renovar automáticamente a los actuales operadores. La legislación establece un proceso para la venta del paquete mayoritario de acciones antes de que concluya el período vigente, mientras el Estado conserva participaciones cercanas al 48% en las distribuidoras.

En EDEMET posee 48.24% y en EDECHI 47.86%, por lo que los resultados económicos de estas compañías tienen una incidencia directa sobre las finanzas públicas.

La electricidad se mantiene además como uno de los servicios que más presión ejerce sobre los presupuestos familiares, particularmente cuando se producen ajustes tarifarios.

En paralelo, los aumentos en telecomunicaciones generaron suficiente preocupación para que la ASEP solicitara en marzo a la Acodeco investigar los incrementos recurrentes aplicados a internet residencial, telefonía móvil pospago, telefonía fija y televisión pagada.

Precisamente Cable & Wireless será objeto de una auditoría de carácter forense, un procedimiento más profundo que una revisión ordinaria de cumplimiento. Flores aseguró que la institución ha observado situaciones que “no son del mejor agrado” ni estarían al servicio del país, aunque será el proceso auditor el que deberá establecer documentalmente si existieron irregularidades y determinar su naturaleza.

Uno de los puntos mencionados por Flores fue la presencia de Julio Spiegel, cuñado del exvicepresidente José Gabriel Carrizo, dentro de la administración de Cable & Wireless durante el gobierno anterior. Spiegel fue presidente ejecutivo y gerente general de la compañía y posteriormente presidió su junta directiva.

El contralor señaló que la auditoría examinará la situación ante sus cuestionamientos sobre un eventual conflicto de interés.

La relación de Cable & Wireless con el Estado se remonta a la privatización del antiguo Instituto Nacional de Telecomunicaciones (INTEL) en 1997. La compañía británica adquirió entonces 49% de las acciones por $652 millones, mientras Panamá conservó otro 49% y el 2% restante quedó para trabajadores. El modelo convirtió a la telefónica en una sociedad de capital mixto con participación directa del Gobierno.

Sus concesiones fueron posteriormente renovadas. En telefonía móvil, Cable & Wireless obtuvo una extensión de 20 años que comenzó el 24 de octubre de 2017 y se mantiene hasta 2037, mientras otros servicios de telecomunicaciones recibieron igualmente renovaciones por períodos prolongados.

El acuerdo para la operación móvil contempló un pago aproximado de $100 millones al Gobierno por la renovación del derecho de concesión.

Las tarifas de telecomunicaciones han vuelto al centro del debate durante 2026. La ASEP reconoció en julio la preocupación generada por los incrementos aplicados por las empresas, pero aclaró que la legislación permite a los operadores establecer libremente los precios de sus planes.

El regulador verifica el procedimiento previo a los ajustes, pero no tiene facultades legales para fijar o aprobar las tarifas cobradas a los consumidores.

Los registros de atención al usuario muestran también el peso de Cable & Wireless dentro de las consultas del sector. Durante 2025, 4,520 usuarios acudieron a la ASEP por asuntos relacionados con telecomunicaciones, y 45% de las atenciones clasificadas por prestador correspondieron a Cable & Wireless Panamá.

Las cifras incluyen consultas, quejas, orientaciones, reclamos y notificaciones, por lo que no deben interpretarse exclusivamente como denuncias contra la compañía.

El anuncio sobre las dos empresas surgió mientras Flores explicaba otra auditoría, esta vez relacionada con la adquisición de computadoras portátiles por parte del Ministerio de Educación (Meduca).

La Contraloría informó que revisará el proceso de contratación, las condiciones de pago, las modificaciones posteriores y las especificaciones técnicas de los equipos, después de los cuestionamientos que rodearon la compra y la salida de Lucy Molinar del ministerio.

Flores indicó que los auditores ya examinan el pliego de cargos, la compra y el refrendo otorgado meses atrás, además de una adenda que permanece en la Contraloría y que anticipó podría ser devuelta sin refrendo.

El funcionario calcula que la auditoría podría estar terminada en aproximadamente mes y medio, tras lo cual se determinará si existen elementos que requieran otras actuaciones.

Las revisiones colocan nuevamente bajo escrutinio el funcionamiento de empresas que prestan servicios esenciales y mantienen vínculos accionarios o contractuales con el Estado panameño. En el caso eléctrico, el vencimiento de 2028 agrega presión al debate; en telecomunicaciones, los recientes aumentos han elevado el malestar.

La Contraloría tendrá ahora que convertir los fuertes cuestionamientos de Flores en hallazgos sustentados por las auditorías.

La presidenta Claudia Sheinbaum Pardo defendió la importancia de los centros de datos para el desarrollo tecnológico nacional, pero advirtió que México no puede convertirse en un polo de data centers para otros países.

La mandataria explicó que estas instalaciones son necesarias para la inteligencia artificial y la economía digital, aunque subrayó que su crecimiento debe estar regulado para evitar daños por el alto consumo de agua y electricidad.

Durante la conferencia “ La Mañanera del Pueblo”, Sheinbaum aclaró que los centros de datos deben responder a una planeación nacional.

Señaló que, si bien ya se han instalado nuevos centros en Querétaro y existen otros proyectos en diversas regiones del país, el desarrollo no puede basarse únicamente en atraer este tipo de inversiones.

“Sí tenemos que tener centros de datos para avanzar en inteligencia artificial, pero no necesariamente México debe ser el centro de datos de otros lugares del mundo. ¿Por qué? Porque requiere mucho consumo de energía, mucho consumo de agua”, puntualizó.

Límites y prioridades para el sector

Sheinbaum insistió en que el crecimiento de los centros de datos debe ser ordenado y limitado por las necesidades del país. En este sentido, explicó que el gobierno apuesta también por otros sectores, como la manufactura, que generan más empleos y menos presión sobre los recursos naturales.

“Claro que se están instalando centros de datos, particularmente en Querétaro se acaba de instalar uno y otros centros de datos que están planeados en otras zonas del país. Pero hay otras inversiones en la propia inversión de manufactura que se está desarrollando en el país y los centros de datos ahí donde se necesiten, como se necesiten, porque si te generan, digamos, crecimiento económico, pues muy poco empleo”, comentó.

La mandataria recalcó la importancia de mantener la planeación y no abrir la puerta a que México se convierta en un “data center global” sin considerar el impacto ambiental.

Reconocimiento del alto consumo de recursos

Sheinbaum reconoció que los centros de datos requieren enormes cantidades de agua y electricidad. Advirtió que la presencia de estas instalaciones presiona la infraestructura local, sobre todo en zonas como Querétaro, donde la proliferación de data centers ha llamado la atención de la población y autoridades locales.

Destacó que el consumo de recursos naturales por parte de los data centers se vuelve más preocupante en el contexto de crisis hídrica y energética que enfrenta el país.

Inversiones y expansión en la red eléctrica

La presidenta anunció que el gobierno federal tiene en marcha un plan para incrementar la generación eléctrica en 28 mil megawatts. Parte de esta energía provendrá de fuentes renovables y otra parte de ciclos combinados a gas natural. Subrayó también la inversión en transmisión y distribución, ya que algunas regiones requieren mejoras urgentes para evitar apagones y responder al aumento de la demanda.

Sheinbaum detalló que el modelo de inversión será mixto, con 54% de capital público y 46% privado, para acelerar la expansión del sistema eléctrico nacional.

Impacto local y social

Al responder sobre los reportes de apagones y afectaciones en comunidades de Querétaro, Sheinbaum pidió datos concretos para dar seguimiento.

Explicó que recibe todos los días un informe de la Comisión Federal de Electricidad sobre quejas y fallas.

Reconoció que la demanda se incrementa en verano, por el uso de aires acondicionados, pero reiteró el compromiso del gobierno por atender a la población y publicar información sobre la atención a los reclamos.

Enfatizó la necesidad de evitar que los centros de datos generen conflictos sociales o afecten la vida cotidiana de las comunidades.

Rol de los centros de datos en la economía nacional

Sheinbaum reiteró que los centros de datos tienen un papel importante en la modernización del país, pero su aporte en empleos es bajo y su impacto ambiental alto.

Aseguró que el gobierno priorizará sectores que generen mayor bienestar y empleo para la población, sin sacrificar recursos naturales por beneficios económicos limitados.

“Mucho consumo de recursos naturales y claro que tenemos que tener los necesarios para desarrollar inteligencia artificial en el país, pero también, pues con una planeación”, puntualizó.

El avión eléctrico más grande del mundo completó su primer vuelo: se trata del X1, un modelo demostrador de la empresa Heart Aerospace, un fabricante de aviones estadounidense que busca desarrollar aeronaves impulsadas por electricidad en lugar de combustible.

Según la compañía, el vuelo duró 27 minutos, alcanzó 1.100 pies y consumió menos de USD 5 en electricidad. La misión se realizó en el Aeropuerto Internacional de Plattsburgh, en el norte del estado de Nueva York.

El X1 es un prototipo a escala real que representa el avión de producción ES-30 de Heart, diseñado para validar tecnologías clave, la aerodinámica, el rendimiento de vuelo y las capacidades organizativas de la empresa.

“Con el primer vuelo del X1, Heart Aerospace ha demostrado la viabilidad del vuelo eléctrico a escala de un avión comercial”, declaró Anders Forslund, fundador y director ejecutivo de Heart Aerospace.

La tecnología detrás de este avión eléctrico

El X1 es el avión más grande del mundo que ha volado impulsado por baterías. Tiene una envergadura de 106 pies, mide 76 pies de morro a cola y, al despegar, pesó más de 25.000 libras.

La prueba se realizó con un Certificado Especial de Aeronavegabilidad de la FAA en la categoría experimental (SAC-EC).

Según la empresa, el vuelo incluyó todas las etapas de una operación normal: rodaje, despegue, ascenso, maniobras y aterrizaje. El objetivo fue mostrar que el vuelo eléctrico puede funcionar en un tamaño más cercano al de un avión comercial.

Heart Aerospace explicó que el X1 es un demostrador a escala real que sirve como base para el ES-30, un avión regional híbrido-eléctrico de 30 asientos que se desarrolla para su certificación bajo la norma FAA Part 25.

La compañía apuntó que busca que el ES-30 entre en servicio en 2031 y que espera reducir los costos operativos en más de 40% frente a aviones regionales tradicionales, por un menor gasto de energía y mantenimiento y por una mayor disponibilidad gracias a una arquitectura integrada de electrónica y software.

“La transición energética en la aviación requerirá una serie de soluciones, desde la mejora de la eficiencia operativa hasta el uso de combustibles aeronáuticos sostenibles y, en última instancia, el desarrollo de nuevas tecnologías aeronáuticas”, declaró John Di Bert, vicepresidente ejecutivo y director financiero de Air Canada.

Cómo funciona un avión eléctrico

Un avión eléctrico funciona de manera similar a un auto eléctrico: en lugar de quemar combustible, usa electricidad para alimentar motores eléctricos que mueven la propulsión del avión, por lo general hélices.

La energía se guarda en baterías y se administra con electrónica de potencia (controladores e inversores), que regula cuánta electricidad recibe el motor en cada momento, según la fase del vuelo.

En el despegue y el ascenso, el sistema necesita entregar mucha potencia en poco tiempo, porque son las etapas más exigentes. En crucero, una vez que el avión ya está a altura estable, el consumo suele ser más parejo y menor que en el despegue.

Durante el descenso y el aterrizaje, la demanda de potencia también baja. Para que todo funcione de forma segura, el avión incorpora sistemas de gestión y enfriamiento, ya que las baterías y los componentes electrónicos generan calor y su temperatura influye en el rendimiento.

La principal diferencia con un avión tradicional es la operación en tierra: en vez de cargar combustible, se recargan las baterías con electricidad. Por eso, además del diseño del avión, influyen factores como el tiempo de carga y la potencia disponible en el aeropuerto.

Existen modelos totalmente eléctricos, donde toda la energía proviene de baterías, y modelos híbrido-eléctricos, que combinan baterías con un sistema que usa combustible para extender el alcance o ayudar en fases de alta demanda.

Las fuertes precipitaciones registradas en Lima han dejado calles anegadas, viviendas afectadas y problemas en diferentes puntos de la ciudad. A los daños provocados directamente por el agua se suma otro riesgo que puede pasar inadvertido: la presencia de instalaciones eléctricas en ambientes húmedos o inundados.

Un tomacorriente próximo al agua, un electrodoméstico conectado en una habitación anegada o un cable derribado en la calle pueden generar situaciones potencialmente peligrosas. Por ello, las medidas que se adopten durante y después de una lluvia intensa no deben limitarse a retirar el agua de una vivienda.

Osinergmin recomienda que, ante una inundación o una cantidad importante de agua o humedad dentro de una casa o negocio, se corte el suministro desde el interruptor general y que la instalación sea revisada por un electricista calificado antes de restablecer la energía.

¿Qué hacer si comienza a entrar agua a la vivienda?

Si un aniego alcanza una casa o establecimiento comercial, la primera precaución es evitar el contacto entre las personas, el agua y cualquier elemento conectado a la electricidad.

“En caso de que ocurriera un deslizamiento o un aniego de agua que ingrese a viviendas o negocios, se debe desconectar el interruptor del tablero general y desenchufar los aparatos”, explicó Alfredo Melly, vocero de Luz del Sur.

Esta medida, sin embargo, debe realizarse únicamente cuando sea posible llegar al tablero sin atravesar agua ni exponerse a una instalación dañada. Si el acceso no es seguro, no se debe ingresar a una zona inundada para intentar desconectar equipos o manipular interruptores.

También debe evitarse tocar electrodomésticos, enchufes o interruptores con las manos mojadas, así como utilizar aparatos eléctricos cuando existe acumulación de agua en el piso o humedad extrema en las paredes.

Una vez superada la emergencia, tampoco es recomendable volver a conectar inmediatamente los equipos. Osinergmin señala que la reconexión debe realizarse después de que un técnico electricista calificado haya revisado las instalaciones internas, especialmente cuando estas estuvieron expuestas al agua.

La revisión permite detectar cables deteriorados, tomacorrientes afectados, interruptores defectuosos u otros daños que pueden no ser visibles a simple vista.

Un cable caído debe tratarse como si tuviera electricidad

Las lluvias intensas, deslizamientos y otros eventos pueden afectar postes, cables o componentes ubicados en la vía pública. En estos casos, acercarse para observar el daño o intentar mover algún elemento puede incrementar el riesgo.

Osinergmin recomienda no acercarse ni tocar cables caídos, incluso cuando se encuentren sobre el suelo, y comunicar el incidente a la empresa responsable del servicio eléctrico o al organismo supervisor.

Luz del Sur aconseja establecer una distancia aproximada de 10 metros cuando se produzca la caída de postes, subestaciones o cables y reportar inmediatamente la situación.

La misma precaución se aplica si una persona observa chispas, ruidos inusuales u objetos atrapados en la infraestructura. Cometas, pelotas, plásticos u otros elementos no deben ser recuperados por cuenta propia cuando han quedado cerca del cableado.

El riesgo tampoco requiere necesariamente que una persona toque directamente determinados componentes de una red de media o alta tensión. Por ello, objetos largos o metálicos como escaleras, varillas, antenas, astas, andamios o estructuras similares deben mantenerse alejados de las instalaciones.

¿Qué distancia debe existir entre una vivienda y una red eléctrica?

El Código Nacional de Electricidad establece distancias mínimas de seguridad entre las edificaciones y las líneas eléctricas.

Para redes de media tensión en zonas urbanas, la separación mínima respecto de una edificación es de 2,50 metros en sentido horizontal y cuatro metros en sentido vertical, de acuerdo con información difundida por empresas eléctricas con base en la normativa nacional.

Estas distancias adquieren especial importancia en viviendas donde posteriormente se construyen pisos adicionales, balcones, azoteas, voladizos o estructuras que terminan acercándose al cableado existente.

También deben considerarse durante trabajos en altura, como limpieza de techos, pintado de fachadas, poda de árboles o labores de construcción.

Los riesgos eléctricos cobran mayor atención durante episodios de precipitaciones como los registrados en estos días. Senamhi emitió un aviso de corto plazo de nivel rojo por lluvias intensas con vigencia desde el domingo 16 de agosto, mientras sus pronósticos para este lunes 17 mantenían la posibilidad de precipitaciones en sectores de Lima.

En ese escenario, retirar el agua es solo una parte de la respuesta. Si una instalación eléctrica estuvo mojada, un poste cayó o un cable terminó sobre la pista, la prioridad debe ser mantener distancia y evitar cualquier manipulación hasta que personal capacitado descarte el peligro.

Un gesto cotidiano como dejar enchufado un aparato sobre la mesada puede sumar consumo eléctrico y elevar el riesgo de fallas: cinco electrodomésticos de cocina conviene desconectarlos después de cada uso, de acuerdo con una nota de Southern Living respaldada por recomendaciones de organismos de seguridad eléctrica y prevención de incendios.

La Administración de Incendios de Estados Unidos (USFA, por sus siglas en inglés) recomienda desenchufar los pequeños electrodomésticos cuando no se utilizan y conectar solo un aparato que produzca calor por toma de pared, según su guía pública sobre seguridad eléctrica en el hogar.

En la misma línea, la Asociación Nacional de Protección contra Incendios (NFPA) advierte que los equipos con elementos de calentamiento presentan un riesgo mayor si ocurre una activación accidental, una falla interna o un problema eléctrico. A partir de ese criterio, Southern Living identificó cinco equipos de uso frecuente que merecen atención especial.

1. Cafetera

La cafetera figura entre los aparatos que más a menudo quedan conectados durante horas pese a que ya terminaron su tarea. Southern Living señaló que muchos modelos actuales incorporan pantallas digitales, placas calientes o calentadores internos de agua que continúan demandando electricidad aun cuando no preparan café.

El punto central no pasa solo por la factura de luz. La USFA indica que los aparatos pequeños deben desenchufarse cuando no están en uso. Si un componente calefactor falla o el equipo sufre una activación no prevista, el riesgo eléctrico aumenta. Southern Living recogió la advertencia del electricista Chris Haas sobre posibles fallas internas en cafeteras, una razón que refuerza la recomendación de desconectarlas después de preparar la bebida.

2. Licuadoras y procesadoras

Las licuadoras y las procesadoras de alimentos no trabajan con calor, pero sí concentran otro factor de riesgo: las cuchillas de alta velocidad. Southern Living incluyó a ambos equipos en la lista por la posibilidad de una activación accidental a causa de controles sensibles al tacto, interruptores mecánicos o contactos involuntarios de niños, mascotas u objetos apoyados cerca del panel.

Esa prevención coincide con criterios generales de seguridad doméstica. La Comisión para la Seguridad de los Productos del Consumidor de Estados Unidos (CPSC) y la NFPA recomiendan cortar la alimentación eléctrica de los electrodomésticos de mesada cuando no están en uso, una práctica que reduce el riesgo de incendio y evita accidentes durante la limpieza o la manipulación de piezas filosas. Desenchufar estos equipos antes de lavar el vaso o mover las cuchillas elimina la posibilidad de que el motor se active.

3. Pava eléctrica

La pava eléctrica también aparece entre los electrodomésticos que conviene desconectar apenas termina su uso. Según explicó Haas a Southern Living, estos equipos emplean resistencias de calentamiento rápido y demandan una entrada intensa de corriente para llevar el agua a ebullición en pocos minutos.

Ese perfil técnico explica por qué los organismos de prevención piden especial cuidado con los equipos que producen calor. La USFA aconseja usar un solo aparato térmico por tomacorriente y evitar que permanezca conectado sin necesidad. Si una pava vacía se enciende por error, una falla en el corte térmico puede derivar en humo, daño del aparato o incendio eléctrico.

4. Freidora de aire

La freidora de aire se consolidó como uno de los electrodomésticos más difundidos de los últimos años, aunque su popularidad no modifica su exigencia eléctrica. Southern Living indicó que estos equipos operan con resistencias de alta potencia y ventiladores internos que concentran una carga importante en poco tiempo.

La NFPA remarca que los aparatos que generan calor suponen un riesgo mayor si padecen desperfectos o si quedan cerca de materiales combustibles. La USFA añade que los electrodomésticos de este tipo deben ir directo al tomacorriente de pared y no a extensiones.

Desconectar la freidora de aire después de que se enfría reduce la posibilidad de una activación accidental y limita la exposición de sus circuitos a sobretensiones. También evita que sensores y partes del sistema electrónico permanezcan energizados.

5. Tostadora

La tostadora cierra la lista por una razón conocida en cualquier cocina: combina calor directo y restos de alimento. Southern Living advirtió que las resistencias expuestas, las migas acumuladas y una eventual falla en interruptores o relés internos pueden convertirla en uno de los equipos de mayor cuidado dentro del hogar.

La preocupación no resulta menor para las entidades de prevención. La NFPA insiste en que los aparatos que generan calor no deben quedar conectados sin supervisión, y la USFA recuerda que los pequeños electrodomésticos deben desenchufarse cuando no se usan.

Las migas y residuos atrapados dentro de una tostadora pueden actuar como material combustible si aparece una falla eléctrica o un encendido inesperado. Ese criterio también alcanza a otros aparatos de funcionamiento parecido.

Dejar el cargador del teléfono conectado a la corriente después de haber terminado de cargarlo es un gesto tan habitual que pocas personas se preguntan qué sucede realmente durante ese tiempo. ¿Sigue consumiendo electricidad o hay algún riesgo por dejarlo enchufado durante horas? El electricista Sergio Llorente ha realizado una sencilla prueba para responder a estas preguntas y el resultado muestra un detalle que suele pasar desapercibido: la temperatura.

Para comprobarlo, el profesional utiliza un equipo de medición capaz de registrar el consumo eléctrico y controlar la temperatura del cargador en distintas situaciones. La prueba, según muestra en una de sus publicaciones de Instagram, comienza con el adaptador conectado a la red, pero sin ningún teléfono cargando. En ese momento, la temperatura registrada es de 25 grados.

La situación cambia al conectar el móvil. Durante la carga, el dispositivo alcanza un consumo de 0,030 kilovatios y su temperatura asciende hasta los 28 grados. Se trata de un comportamiento asociado al funcionamiento del cargador, que transforma la electricidad de la red para suministrar al teléfono la energía que necesita.

La parte más llamativa del experimento llega cuando el móvil se desconecta, pero el adaptador permanece enchufado. En la medición mostrada por Llorente, el consumo cae hasta cero, mientras que la temperatura continúa en los 28 grados. Es decir, aunque en ese momento no se aprecie un consumo eléctrico significativo, el calor generado durante la carga no desaparece de inmediato.

La diferencia se hace evidente cuando Llorente desconecta por completo el cargador de la red. En ese momento, la temperatura comienza a descender con mayor rapidez, lo que lleva al electricista a poner el foco no tanto en el consumo eléctrico como en el calor que acumula el adaptador durante la carga.

“En cuanto quitas el teléfono, para de consumir, pero la temperatura se mantiene”, explica. Por este motivo, recomienda desenchufar el cargador cuando ya no se está utilizando: aunque el consumo deje de ser apreciable al retirar el móvil, desconectarlo también permite que se enfríe antes.

El calor tarda más en desaparecer

Para Llorente, la recomendación de retirar el cargador cuando no se está utilizando responde principalmente a una cuestión de prevención y seguridad, más que a la posibilidad de ahorrar unos céntimos en la factura eléctrica. La prueba muestra que, aunque el consumo deja de ser apreciable una vez desconectado el teléfono, la temperatura del adaptador no baja de forma inmediata.

Esta precaución cobra especial importancia cuando el cargador no está en buenas condiciones. Un calentamiento excesivo, un cable deteriorado, ruidos, olor extraño, deformaciones o cambios de color en la carcasa son señales que pueden indicar que ha llegado el momento de dejar de utilizarlo y sustituirlo.

Eso no significa que dejar un cargador enchufado vaya a provocar necesariamente un incendio ni que cualquier adaptador conectado suponga un peligro. Los cargadores actuales incorporan sistemas de protección y, cuando son productos homologados y se encuentran en buen estado, están diseñados para funcionar de forma segura. Aun así, evitar que permanezcan conectados innecesariamente es una medida preventiva sencilla.

La freidora de aire puede ayudar a reducir el consumo de electricidad en la cocina frente a un horno eléctrico convencional, especialmente cuando se utiliza para preparar porciones pequeñas y durante periodos cortos. Sin embargo, el gasto que representa en la factura depende de la potencia del aparato, el tiempo de uso y, sobre todo, del precio de la electricidad en cada país.

Una freidora doméstica suele tener una potencia de entre 1.200 y 1.800 watts. Si se utiliza durante unos 30 minutos al día, el consumo mensual puede situarse aproximadamente entre 15 y 25 kWh.

Traducido a dinero, ese consumo representa un gasto relativamente bajo. Tomando como referencia precios residenciales promedio de electricidad, usar la freidora durante media hora diaria puede costar aproximadamente entre USD 1,30 y USD 5,20 al mes, dependiendo del país.

En Perú, donde el precio residencial de referencia es de unos USD 0,186 por kWh, consumir entre 15 y 25 kWh al mes supondría entre USD 2,79 y USD 4,65.

En México, con un precio aproximado de USD 0,109 por kWh, el mismo uso representaría entre USD 1,64 y USD 2,73 mensuales.

En Colombia, con una referencia cercana a USD 0,207 por kWh, el gasto estaría entre USD 3,11 y USD 5,18 al mes.

En Argentina, donde el precio residencial de referencia ronda los USD 0,087 por kWh, utilizarla durante media hora diaria supondría entre USD 1,31 y USD 2,18 mensuales.

Estos valores son estimaciones. El importe que finalmente aparece en la factura puede variar por impuestos, cargos fijos, subsidios, tarifas diferenciadas y el nivel de consumo de cada hogar.

¿Cuánta electricidad consume una freidora de aire?

El cálculo depende principalmente de la potencia y del tiempo de funcionamiento. Una freidora de 1.500 watts, por ejemplo, consumiría aproximadamente 0,75 kWh durante 30 minutos si funcionara continuamente a su potencia máxima.

Los modelos pequeños, normalmente de 2 a 3 litros y con potencias de entre 700 y 1.200 watts, pueden consumir entre 0,35 y 0,6 kWh en media hora.

Los equipos grandes, de 5 a 7 litros y con potencias de 1.500 a 2.000 watts, pueden gastar aproximadamente 0,75 a 1 kWh durante el mismo periodo.

Además, el aparato no necesariamente utiliza su potencia máxima durante toda la cocción. Una vez que alcanza la temperatura seleccionada, el elemento calefactor puede apagarse y encenderse automáticamente para mantener el calor.

Una freidora grande no siempre gasta más

Un modelo grande consume más electricidad por sesión, pero puede resultar más eficiente cuando se necesita cocinar para varias personas.

Por ejemplo, preparar cuatro porciones en una sola tanda puede ser más conveniente que utilizar una freidora pequeña y realizar tres o cuatro ciclos consecutivos. Por eso, elegir la capacidad adecuada también puede ayudar a controlar el consumo.

Qué factores aumentan el consumo

La temperatura y el tiempo de cocción son dos de los factores que más influyen. Una preparación de 15 minutos requiere menos electricidad que otra que necesita 40 minutos.

También importa la cantidad de alimentos. Si la cesta está demasiado llena, el aire caliente circula con mayor dificultad y la comida puede tardar más en estar lista.

Abrir constantemente la cesta tampoco ayuda. Cada apertura permite que escape parte del calor y obliga al aparato a recuperarlo.

La limpieza también es importante. Retirar restos de comida y grasa ayuda a mantener una correcta circulación del aire y permite que el equipo funcione de manera adecuada.

Cómo gastar menos electricidad

Hay varios hábitos sencillos que permiten reducir el consumo:

• Ajustar la temperatura: no es necesario utilizar siempre la máxima potencia.
• Evitar el precalentamiento innecesario: algunas preparaciones pueden comenzar directamente en frío.
• Cocinar varias porciones: siempre que no se sobrecargue la cesta.
• No abrir constantemente el aparato: así se conserva mejor el calor.
• Cortar los alimentos de manera uniforme: permite una cocción más rápida y homogénea.
• Secar los alimentos antes de cocinarlos: puede ayudar a reducir el tiempo necesario.
• Limpiar la freidora regularmente: facilita la circulación del aire caliente.

¿Es más económica que un horno eléctrico?

Una freidora de aire puede gastar menos electricidad que un horno convencional en determinadas preparaciones porque necesita calentar un espacio mucho más pequeño. Los hornos eléctricos suelen tener potencias de entre 2.000 y 5.000 watts, mientras que muchas freidoras funcionan entre 1.200 y 1.800 watts.

La diferencia resulta especialmente relevante cuando se prepara poca comida. Para cocinar una porción de papas, pollo o verduras, encender durante unos minutos una freidora puede requerir menos electricidad que calentar un horno grande.

En definitiva, el gasto de una freidora de aire puede mantenerse relativamente bajo si se utiliza durante periodos cortos y se aprovecha bien su capacidad. Con media hora de uso diario, el costo estimado puede ser de apenas unos pocos dólares al mes, aunque la cifra final dependerá de la tarifa eléctrica de cada país y del consumo real del equipo.

La conectividad y el suministro eléctrico comenzaron a estabilizarse en los departamentos de Colombia que recibieron el mayor impacto del terremoto de magnitud 7,4 el lunes 10 de agosto de 2026, aunque todavía persisten dificultades puntuales en algunos municipios. Andesco aseguró que las empresas mantienen desplegados sus equipos para atender los daños y acelerar la normalización de las redes.

Camilo Sánchez, presidente del gremio, explicó en Blu Radio que la evolución de la emergencia es favorable en buena parte del territorio. La afectación inicial sobre la demanda nacional de energía alcanzó el 18%, pero disminuyó de manera considerable después de las primeras labores.

Los avances son especialmente visibles en las zonas donde el impacto sobre el suministro fue más alto. En Valle del Cauca, la afectación pasó de 70% a 11%, mientras que en Caldas, Quindío y Risaralda se redujo de 82% a 14%.

La recuperación también fue marcada en Cauca y Nariño, donde el indicador descendió de 44% a 2%. En Chocó, uno de los territorios que enfrentó una interrupción total, la afectación pasó de 100% a 0%. Estos resultados, según Sánchez, reflejan la respuesta desplegada por las compañías del sector para restablecer las redes y contener las consecuencias del movimiento telúrico. Sin embargo, el trabajo todavía no termina.

El presidente de Andesco explicó que permanecen lugares donde el servicio eléctrico presenta intermitencias. Por esa razón, las empresas continúan realizando labores directamente en territorio con el objetivo de reducir los inconvenientes que todavía afectan a los usuarios.

La expectativa del gremio es que la normalización completa pueda alcanzarse en muy pocos días. Sánchez sostuvo que el proceso sigue avanzando y que se busca recuperar nuevamente el 100% de los servicios afectados.

La situación de las telecomunicaciones está ligada a ese proceso. Durante las horas posteriores al terremoto, habitantes de algunas zonas tuvieron dificultades para comunicarse con sus familiares, debido a las interrupciones que se presentaron en las redes. De acuerdo con el presidente de Andesco, las fallas eléctricas repercutieron en la operación de los servicios de telefonía e internet. La relación entre ambas redes hizo que las dificultades en el suministro de energía terminaran afectando la conectividad en distintos puntos.

Con el restablecimiento progresivo de la electricidad, las comunicaciones muestran una mejoría. Las empresas mantienen trabajos para recuperar la cobertura y disminuir las intermitencias. En Caldas, Quindío y Risaralda, el dirigente vinculó las dificultades iniciales en las comunicaciones con el impacto de 82% que registró la demanda de energía en esos departamentos. La reducción posterior permitió avanzar en la conectividad.

El panorama es diferente cuando se trata del servicio de agua. En este caso, la reparación no depende únicamente de restablecer una red eléctrica o de recuperar la señal de comunicaciones. Andesco explicó que primero es necesario revisar las tuberías para establecer en qué puntos pudieron presentarse pérdidas. Esa revisión mantiene abierta la incertidumbre sobre la recuperación completa del acueducto en todas las zonas golpeadas. El gremio señaló que todavía no es posible afirmar que el servicio se encuentre normalizado en cada municipio afectado.

El Chocó ofrece uno de los ejemplos más claros de la velocidad con la que puede cambiar el panorama. Allí, el terremoto había provocado la suspensión del servicio en Quibdó y otros 16 municipios, pero la situación mejoró rápidamente con las labores de recuperación adelantadas por las empresas. Las tareas de atención continúan en coordinación con las autoridades. El propósito es identificar los puntos que requieren intervención, recuperar las redes que todavía presentan daños y atender las dificultades que permanecen en los servicios esenciales.

Aunque los indicadores muestran una reducción importante frente a las afectaciones iniciales, el proceso aún exige seguimiento en las zonas donde persisten fallas. La recuperación de la energía avanza de forma más rápida, mientras el acueducto requiere verificaciones adicionales para determinar el estado de sus tuberías.

Andesco mantiene así el seguimiento a la respuesta de las compañías frente a las consecuencias del terremoto. La meta planteada por el gremio es que, en los próximos días, los usuarios de las regiones afectadas puedan contar nuevamente con la totalidad de los servicios públicos.

Aunque el gobierno interino de Delcy Rodríguez habla de un “plan de ahorro de electricidad y agua”, lo cierto es que nadie en Venezuela tiene claro ni cuándo ni por cuánto tiempo sufrirá los cortes de luz que se aplican diariamente. Los apagones ocurren en cualquier momento y pueden extenderse por cuatro o cinco horas, trastocando la rutina de los venezolanos.

Para tratar de darle un poco de orden al caos eléctrico, el Consejo Nacional del Comercio y los Servicios (Consecomercio) señaló al Ejecutivo nacional “la necesidad de contar con un cronograma de racionamiento de energía eléctrica, claro, público y sectorizado, en cada uno de los 335 municipios del país”.

“La falta de un calendario de cortes y la limitada capacidad de autogeneración provocan un impacto crítico que complejiza la actividad comercial y la prestación de servicios a nivel nacional”, advierte Consecomercio, miembro de la patronal Fedecámaras.

Los comerciantes indican que “las constantes interrupciones del servicio público afectan áreas neurálgicas del sector”, entre ellas la pérdida de la cadena de frío que termina dañando los inventarios de alimentos y medicinas, pérdidas directas en las ventas ante la imposibilidad de procesar pagos, y “aumento de accidentes de empleados al trabajar a oscuras”.

El organismo gremial recuerda que “a pesar de las limitaciones y consecuencias por la falta de suministro eléctrico, los costos fijos se mantienen, tales como las obligaciones de pagar remuneraciones, alquileres y seguros durante horas de inactividad forzada y pago de tributos que sin haber generado ganancia alguna se deben seguir cumpliendo”.

A oscuras

Consecomercio apunta que solo las grandes cadenas de supermercados y farmacias cuentan con equipos de autogeneración, lo que según sus estimaciones cubre las necesidades del 30% de la población.

“El 70% restante es atendida por pequeños comercios, panaderías, abastos, farmacias, ferreterías, que se encuentran en los sectores populares. Estos últimos resultan ser los más afectados al no contar con un cronograma de cortes que le permita planificar su operación diaria”, alertan.

Con el fin de mitigar el impacto de la crisis del sistema, proponen coordinar los cortes eléctricos en las horas de menor afluencia comercial, solicitar la exoneración de aranceles e impuestos a la importación de plantas eléctricas, y “descuentos en facturas por servicio de electricidad no prestado”, entre otras medidas.

“Consecomercio insiste en la necesidad urgente de un sistema eléctrico confiable, que permita y acompañe la reactivación económica que tanto necesita el país”, enfatiza, al tiempo que “exhorta al sector público y privado a trabajar en alianza para lograr la pronta recuperación y modernización del servicio”.

Venezuela inició inspecciones en empresas privadas para verificar el cumplimiento del plan de ahorro eléctrico ordenado por la presidenta encargada Delcy Rodríguez, mientras el país registra el pico de demanda más alto en ocho años ante las altas temperaturas y los efectos de los sismos de junio.

Equipos del Ministerio de Industrias y Comercio Nacional recorren establecimientos del sector privado, entre ellos cadenas de supermercados y hoteles de Caracas, para constatar la aplicación de medidas de uso racional de la energía. El plan apela a la conciencia ciudadana sin fijar parámetros precisos, según informó el propio Gobierno.

El Saime —Servicio Administrativo de Identificación, Migración y Extranjería— redujo “momentáneamente” sus horarios de atención desde el lunes en oficinas de Caracas, Aragua y Lara. El organismo lo anunció a través de Instagram en el marco de esa misma directiva.

El lunes a las 14:44 hora local (18:44 GMT), la demanda alcanzó 15.625 megavatios (MW), un alza del 3,6 % frente al máximo registrado durante 2025, de acuerdo con el Ministerio de Energía Eléctrica. La institución atribuyó ese incremento a las temperaturas elevadas y al “crecimiento económico que mantiene su impulso”.

El 2 de agosto, Rodríguez había convocado a los venezolanos a reducir el consumo de luz y agua ante el “Superniño” —denominación coloquial de un episodio de El Niño de gran intensidad— y anunció un plan para incorporar 4.800 MW al sistema antes de que concluya el año.

Para alcanzar esa meta, el Gobierno firmó acuerdos con General Electric (GE) Vernova y con la empresa estadounidense-argentina IMPSA. La presidenta encargada atribuyó parte del déficit al doble terremoto del 24 de junio, que dañó torres, líneas de transmisión y una planta termoeléctrica.

El secretario general del Partido Socialista Unido de Venezuela (PSUV), Diosdado Cabello, precisó que solo en la zona central del país las infraestructuras afectadas por los sismos representaron una pérdida de “600 megavatios” para la red nacional. También citó el fenómeno de El Niño como factor agravante de los cortes que afectan gran parte del territorio.

Venezuela arrastra fallas crónicas en el suministro que el chavismo atribuye a sanciones extranjeras, mientras la oposición y analistas las vinculan a corrupción y ausencia de mantenimiento. En ese marco, el encargado de negocios de Estados Unidos en Venezuela, John Barrett, informó que un equipo técnico del Departamento de Energía de su país realizó un diagnóstico de la principal hidroeléctrica venezolana para definir una ruta de modernización.

El Banco Mundial estimó en 19.600 millones de dólares los daños físicos directos provocados por los terremotos de magnitud 7,2 y 7,5, y advirtió que una reconstrucción lenta podría comprometer la recuperación económica del país durante la próxima década.

(Con información de EFE)

La maquinaria y los cascos amarillos no dan tregua en Boca Chica, donde la construcción de la central termoeléctrica Generadora San Felipe Andrés I avanza a un ritmo acelerado. La expectativa crece alrededor de este proyecto, cuya ejecución ya llega al 92%, según el reporte oficial de la Presidencia de República Dominicana. El interés no solo reside en las dimensiones de la obra, sino en lo que representa para el futuro energético del país y la vida cotidiana de sus habitantes.

La visita más reciente del presidente Luis Abinader, acompañado por el Gabinete Eléctrico, permitió observar de cerca los componentes que pronto transformarán la matriz eléctrica dominicana. Durante un recorrido junto a técnicos y ejecutivos del sector, tanto el mandatario como los responsables del proyecto destacaron la capacidad de la nueva planta para inyectar 467 megavatios (MW) al sistema nacional, una cifra que equivale aproximadamente al 13% de la demanda anual del Sistema Eléctrico Nacional Interconectado (SENI). El dato fue confirmado por la oficina de prensa de la Presidencia.

De acuerdo con la información oficial, la Generadora San Felipe Andrés I está diseñada para operar con tecnología de ciclo combinado a gas natural, un avance que, según sus desarrolladores, representa un salto en eficiencia y sostenibilidad respecto a la generación tradicional. El rendimiento neto de la central alcanzará el 64%, con un heat rate de 6,307 BTU/kWh, situándola como una de las instalaciones más modernas de la región. Héctor Rizek y Javier Tejada, socios de Nexgen Capital y responsables del proyecto, acompañaron al presidente durante su inspección y subrayaron la importancia de este tipo de inversiones para garantizar la seguridad energética.

La obra, ubicada en Punta Caucedo, no solo apunta a cubrir la demanda creciente del país, sino que promete asegurar una reserva energética de entre 15 y 20%, una cifra que, de acuerdo con estimaciones de la propia Nexgen Capital, facilitará la atracción de nuevas inversiones y reducirá los costos operativos para el sector productivo nacional. “Estamos orgullosos de haber convertido un servicio público en un valor estratégico”, expresó Rizek, quien también detalló que, al cierre del actual periodo presidencial, se habrá duplicado la capacidad termoeléctrica instalada desde 2020.

El proyecto ha sido adjudicado tras un proceso de licitación pública internacional, en el que se estableció que 400 MW de la capacidad total estarán comprometidos a contratos de suministro por un periodo de 15 años. El proceso fue coordinado por el Consejo Unificado de las Empresas Distribuidoras de Electricidad (CUED), en línea con los criterios de transparencia y respeto institucional, según recalcaron los desarrolladores y funcionarios que acompañaron la visita.

Durante el recorrido, el presidente Abinader y su equipo técnico pudieron observar de cerca los principales componentes de la central, entre ellos la turbina de gas, la turbina de vapor, la caldera de recuperación de calor, las torres de enfriamiento, la planta de tratamiento de agua, los transformadores, la subestación y el cuarto de control. Cada uno de estos elementos forma parte del entramado tecnológico que permitirá a la central operar con altos estándares de eficiencia y confiabilidad.

La entrada en operación de la Generadora San Felipe Andrés I está prevista para mayo de 2027. El impacto de este proyecto trasciende el ámbito energético, pues se espera que contribuya al crecimiento económico y social a través de la generación de empleos, inversiones asociadas y una mayor estabilidad en el suministro de electricidad. Según las autoridades, la obra contribuirá a mejorar la calidad de vida de la población y a sentar las bases para una transición energética más moderna y competitiva en República Dominicana.

El Plan Energético Integrado Nacional y la propuesta de la presidenta Keiko Fujimori para elevar al 20 % la participación de energías renovables no convencionales en la matriz eléctrica hacia 2031 marcan un nuevo impulso para la transición energética en Perú.

Según la empresa Celaris Energy, el país enfrenta el reto de avanzar en el desarrollo de nuevos proyectos renovables y, al mismo tiempo, maximizar el desempeño de los parques eólicos y solares que ya operan para acelerar el cumplimiento de sus metas energéticas.

Nueva capacidad instalada y proyectos en marcha

De acuerdo con cifras de Osinergmin citadas por Celaris Energy, Perú cuenta actualmente con 13.955 MW de capacidad instalada.

Además, el Comité de Operación Económica del Sistema Interconectado Nacional (COES) ha aprobado Estudios de Pre Operatividad para 103 proyectos renovables, que sumarían 22.995,7 MW adicionales en el mediano plazo.

De estos, 15 proyectos ya disponen de concesión definitiva y aportarían cerca de 2,9 GW de potencia entre 2025 y 2030, lo que representa un avance significativo para diversificar la matriz energética nacional.

El desafío de la productividad en el sector renovable

La CEO de Celaris Energy, María del Pilar Matto, sostiene que el crecimiento de la infraestructura renovable debe acompañarse de estrategias para potenciar el rendimiento de los activos existentes.

Según la ejecutiva, las nuevas metas para las energías renovables “son una excelente noticia para el país, porque brindan señales de largo plazo para seguir invirtiendo”.

“Sin embargo, mientras esa nueva capacidad entra en operación, también debemos enfocarnos en que los parques eólicos y solares que ya tenemos alcancen su máximo desempeño. Ambas estrategias son complementarias”, afirmó Matto.

Herramientas como el mantenimiento predictivo, el uso de sensores inteligentes, la aplicación de algoritmos de optimización y mejores pronósticos de generación se han convertido en aliados para incrementar la disponibilidad de las centrales, reducir pérdidas y mejorar su desempeño operativo.

Competitividad y transición inteligente

Para Celaris Energy, el aumento de la productividad de los activos renovables es clave para acelerar la participación de estas fuentes en la matriz eléctrica y fortalecer la competitividad del sistema energético peruano.

La combinación de nuevas inversiones y excelencia operativa permitirá construir un sistema eléctrico más sólido y mejor preparado para impulsar la competitividad de las empresas y el crecimiento sostenible del país.

“Si logramos combinar nuevas inversiones con excelencia operativa, estaremos construyendo un sistema eléctrico más sólido, más competitivo y mejor preparado para impulsar la competitividad de las empresas y el crecimiento sostenible del país”, concluyó Matto.

¿Qué es Celaris Energy?

Celaris Energy es una plataforma peruana de energía 100 % renovable, orientada al sector industrial y minero. Entre sus principales activos destaca el Parque Eólico Caravelí en Arequipa, con una capacidad de 218 MW y una inversión de USD 247 millones, considerado el parque eólico más grande de la región. También administra la Central Hidroeléctrica Manta en Áncash, con 20 MW y contrato de suministro vigente.

La empresa, vinculada a Celsia, proyecta invertir USD 1,200 millones hasta 2028 y actualmente evalúa la adquisición de seis o siete nuevos proyectos de energía solar y eólica en regiones como Piura, Ica, Moquegua, Tacna y Puno, según datos de la cartera.

En una colina de Japón, un laboratorio similar a un invernadero se enciende cada noche con una fuente poco habitual: electricidad obtenida de cajas de madera llenas de suelo y compost. El sistema forma parte del trabajo del inventor japonés Satoshi Nakagawa, quien sostuvo que esa tecnología puede aportar alternativas para usos de baja demanda energética.

Según informó Euronews, Nakagawa instaló el dispositivo en la localidad de Hitachi-ota y lo usa para alimentar 800 luces LED. El proyecto se apoya en una técnica que el diseñador define como micropower collection (MPC), un método con el que busca extraer pequeñas corrientes eléctricas de sustancias tan diversas como vino, pan francés o tierra húmeda.

Cómo funciona la tecnología que propone Nakagawa

De acuerdo con un reporte, el sistema utiliza un principio similar al de la pila voltaica, la primera batería eléctrica de corriente continua, desarrollada en 1799 por el físico italiano Alessandro Volta. El método consiste en introducir electrodos de materiales como zinc y cobre en sustancias con humedad o iones para captar corrientes pequeñas, pero constantes.

Nakagawa, de 72 años, afirma que fue pionero en esta forma de generación a pequeña escala. En declaraciones recogidas por Euronews, explicó que su objetivo pasa por acercar la producción energética a la vida cotidiana y promover soluciones de escala reducida.

“A medida que la población se acerca a los diez mil millones, los problemas energéticos serán tan críticos como los alimentarios”, indicó a la agencia AFP, citado por Euronews. En esa misma línea, agregó que busca que las personas puedan producir su propia electricidad con el suelo que tienen cerca.

El laboratorio más reciente del inventor, llamado Ku-An, se ilumina gracias a 1.500 cajas de madera cargadas con tierra y compost. Frente a esa estructura se encuentra Lu-An, una instalación inaugurada el año pasado que emplea más de 2.000 cilindros de plástico con el mismo tipo de material para generar 100 vatios de potencia.

Esa capacidad alcanza para alimentar una olla arrocera y otros aparatos domésticos, según detalló el medio. Para Nakagawa, el valor del sistema no reside en competir con las grandes fuentes energéticas, sino en abrir un campo de aplicaciones de baja potencia para equipos desconectados de la red.

Usos posibles en emergencias y sensores de baja demanda

El inventor sostiene que esta tecnología podría resultar útil en lugares sin suministro eléctrico o en escenarios posteriores a catástrofes naturales. También plantea su uso para dispositivos que requieren poca energía y operan lejos de la red convencional.

Entre esos casos, mencionó sensores destinados a detectar daños por plagas en campos de cultivo, desbordes de ríos, deslizamientos de tierra o alarmas contra robos. Según la descripción difundida, se trata de funciones en las que una corriente mínima y estable puede resultar suficiente.

Nakagawa también desarrolló un prototipo llamado “stand-alone node”, una pieza similar a un bolardo que se alimenta del suelo y permite transmitir datos a un satélite. Ese tipo de diseño apunta a resolver necesidades puntuales en monitoreo remoto y comunicación de datos.

Otra aplicación apareció en el terreno artístico. El inventor usó esta técnica en instalaciones con varillas flexibles clavadas en la tierra, cuyas puntas se iluminan en la oscuridad. La escena, según el reporte, recuerda a luciérnagas sobre hierba alta y forma parte de la dimensión estética que Nakagawa atribuye a su trabajo.

El desarrollador también remarca que, una vez instalada, la tecnología no emite dióxido de carbono. Además, señala una diferencia frente a otras energías renovables, ya que su funcionamiento no depende del sol ni del viento, sino de la interacción entre electrodos y materiales con humedad o iones.

El escepticismo técnico frente a una propuesta experimental

Pese al interés que despierta la idea, ingenieros consultados por Euronews advirtieron que el sistema presenta limitaciones claras en términos de rendimiento. El cuestionamiento principal apunta a su baja eficiencia frente a baterías convencionales.

Masayuki Nakao, profesor emérito de ingeniería de la Universidad de Tokio, señaló que conoce a Nakagawa desde hace años y evaluó sus desarrollos con cautela. “Su rendimiento es significativamente inferior en comparación con las baterías convencionales o las baterías de automóvil”, afirmó.

Aun así, el especialista reconoció otro aspecto del proyecto. “Pero lo notable de las obras del señor Nakagawa es que la luz que crea tiene capacidad para conmovernos. La gente se emociona cuando ve esas luces, son bellas”, dijo Nakao, según recogió el medio de noticias europeo.

Nakagawa quitó peso a esas críticas y sostuvo que el desafío consiste en diseñar productos adecuados para la microrrecolección de energía. A su entender, no corresponde medir esta tecnología con la misma vara que las soluciones pensadas para consumos altos o almacenamiento masivo.

La Comisión Federal de Electricidad (CFE) avanza en uno de los proyectos destinados a reducir el rezago energético en México: llevar el servicio eléctrico a miles de comunidades indígenas que, por su ubicación geográfica y condiciones de acceso, todavía permanecen sin conexión a la red.

A través del Programa de Justicia Energética, la empresa pública ha llevado electricidad a 707 de las 8 mil 247 localidades consideradas dentro de la estrategia, por lo que todavía quedan alrededor de 7 mil 540 comunidades por atender rumbo a la meta establecida para 2028.

El proyecto, impulsado por el Gobierno de México mediante la Secretaría de Energía (Sener) y la CFE, combina la construcción y ampliación de redes eléctricas con soluciones como paneles y sistemas fotovoltaicos, particularmente en poblaciones donde las condiciones geográficas dificultan la instalación de infraestructura convencional. De acuerdo con Milenio, entre las comunidades atendidas se encuentran poblaciones zapotecas, seris y wixárikas.

📄#Boletín | ¡Michoacán alcanza el 99.99% de cobertura eléctrica! 💡👏🏼

Como parte del Plan Michoacán por la Paz y la Justicia que impulsa la Presidenta @Claudiashein, la CFE concluyó 765 obras de electrificación en tiempo récord.

Con estas acciones, la energía llegó a… pic.twitter.com/6BnNMr1JMJ

— CFEmx (@CFEmx) August 5, 2026

¿Qué comunidades indígenas ya recibieron electricidad de la CFE?

Uno de los ejemplos es San José Arroyo Copete, localidad perteneciente al municipio de San Juan Lalana, Oaxaca, donde viven alrededor de 95 personas, principalmente población indígena zapoteca.

En esta comunidad fueron instalados 50 módulos solares entre septiembre y octubre de 2023. Para desarrollar el proyecto se destinaron aproximadamente 2.7 millones de pesos, provenientes del Fondo de Servicio Universal Energético (FSUE), mecanismo utilizado para financiar acciones destinadas a ampliar el acceso al servicio eléctrico.

Otro caso es Punta Chueca, Sonora, comunidad del pueblo seri con una población cercana a 692 habitantes. En este punto, la estrategia requirió infraestructura convencional: la CFE construyó aproximadamente 4.35 kilómetros de redes aéreas de media tensión.

Además, fueron colocados 92 postes, 173 muretes de medición y 23 transformadores. Los trabajos se desarrollaron entre junio de 2023 y enero de 2024 y representaron una inversión de alrededor de 9.5 millones de pesos, también procedentes del FSUE.

Sistemas solares para comunidades de difícil acceso

La instalación de sistemas fotovoltaicos representa otra alternativa para las localidades donde extender las redes tradicionales resulta complicado por su ubicación.

En Otatiste, Nayarit, comunidad habitada por población wixárika, fueron colocados durante octubre de 2024 un total de 35 sistemas fotovoltaicos.

De ellos, 31 fueron destinados a viviendas, tres a centros educativos y uno a un espacio de reunión pública, con una inversión aproximada de 2 millones de pesos.

La estrategia refleja uno de los principales desafíos de la electrificación en México: las localidades que aún carecen del servicio suelen encontrarse en regiones aisladas y con dificultades de acceso. Según la información difundida por la CFE, en algunos casos el personal debe transportar materiales por vía aérea, acuática o incluso a pie para poder desarrollar las obras.

CFE busca llevar electricidad a 8 mil 247 localidades indígenas

La meta del Programa de Justicia Energética contempla atender un total de 8 mil 247 localidades. Con 707 comunidades reportadas como beneficiadas, todavía permanecen pendientes aproximadamente 7 mil 540.

Estas acciones forman parte de los Planes de Justicia y Desarrollo para los Pueblos Indígenas, que incluyen proyectos orientados a reducir rezagos históricos en infraestructura y servicios básicos.

El objetivo se integra, además, en una estrategia nacional de mayor alcance. La CFE informó en julio que el Programa Prioritario de Obras de Justicia Energética 2025-2028 contempla 42 mil 221 obras de electrificación en las 32 entidades federativas, con una inversión global estimada en 18 mil 916 millones de pesos.

Para 2026 se programó la ejecución de 8 mil 225 obras, con una inversión de alrededor de 2 mil 726 millones de pesos, como parte de los trabajos para acercarse a la cobertura prácticamente universal del servicio eléctrico.

México busca alcanzar 99.99% de cobertura eléctrica en 2028

El objetivo final establecido por el Gobierno federal es alcanzar una cobertura eléctrica nacional de 99.99% al término de 2028, priorizando comunidades rurales, indígenas y zonas urbanas marginadas.

De acuerdo con información oficial de la CFE, solamente durante los primeros meses de 2026 se concluyeron 2 mil 939 obras de electrificación, con una inversión superior a mil 167 millones de pesos y beneficios para más de 63 mil habitantes.

El reto para alcanzar prácticamente la totalidad de cobertura se concentra precisamente en poblaciones pequeñas y geográficamente aisladas. Por ello, los proyectos no dependen exclusivamente de extender las redes de distribución existentes, sino también de implementar tecnologías que permitan generar electricidad de manera local.

La combinación de redes de media y baja tensión, transformadores y sistemas solares fotovoltaicos será clave para alcanzar las comunidades pendientes. Con ello, la estrategia busca que el acceso a la electricidad deje de depender de la distancia de una localidad respecto de los principales centros urbanos y que miles de familias cuenten por primera vez con este servicio básico rumbo a 2028.

Todos los ojos están puestos en el eclipse solar total del próximo miércoles 12 de agosto, un espectáculo astronómico de primer nivel para millones de ciudadanos en España, pero también para el resto de Europa. De hecho, este fenómeno también va a obligar a los operadores del sistema eléctrico a activar protocolos de emergencia preventiva para absorber una caída repentina de la generación fotovoltaica. Desde Red Eléctrica de España (REE), operadora por Redeia, calcula que el fenómeno reducirá la producción solar de la península en aproximadamente 5 gigavatios (GW), el equivalente al 13% de la demanda máxima de un miércoles de agosto.

El eclipse comenzará a hacerse visible en la península ibérica a partir de las 19:30 horas, y está previsto que la luna tape completamente el sol una hora después, en torno a las 20:30 horas. En esa franja horaria, la tecnología fotovoltaica comenzará de forma natural su descenso diario de producción al acercarse el atardecer, a lo que se le añade que el eclipse adelantará y acentuará este proceso. Aunque el fenómeno astronómico no va a coincidir con el pico de consumo habitual de los días de verano, lo que limitará su potencial impacto sobre el suministro.

Medidas preventivas en España

Para analizar el impacto y poder reaccionar a tiempo, Redeia ha desarrollado un modelo matemático propio, diseñado específicamente para estudiar el efecto de eventos astronómicos sobre el sistema eléctrico. La herramienta calcula las curvas de oscurecimiento por área geográfica y traduce esos datos en estimaciones de generación. Con los datos disponibles hasta ahora, el operador sitúa la reducción máxima de producción en esos 5 GW, aunque advierte que la cifra final dependerá de otros factores, como la nubosidad del día. Una cobertura de nubes podría modificar al alza o a la baja el efecto real del eclipse sobre los paneles. En el caso de los archipiélagos balear y canario, el fenómeno no tendrá relevancia sobre la producción fotovoltaica.

Y, pese a que Red Eléctrica de España no prevé que el eclipse repercuta en la cobertura de la demanda, el operador activará un conjunto de medidas preventivas. Entre ellas figuran la coordinación estrecha con organismos oficiales, el refuerzo de las reservas y márgenes de seguridad habituales, y la monitorización constante del fenómeno durante su desarrollo. Red Eléctrica también mantendrá contacto directo con los centros de control y generación y distribución nacionales, así como con el resto de operadores europeos de transporte de electricidad.

Europa se coordina a través de ENTSO-E

A nivel continental, la Red Europea de Operadores de Sistemas de Transporte de Electricidad (ENTSO-E, por sus siglas en inglés) ya ha puesto en marcha un grupo operativo específico para gestionar los posibles efectos del eclipse sobre la producción de energía en el conjunto de Europa. El viernes antes del eclipse, ENTSO-E celebró una reunión de coordinación el viernes para preparar a los operadores nacionales ante el evento.

La portavoz de Energía y Clima del Ejecutivo comunitario, Anna-Kaisa Itkonen, subrayó en rueda de prensa que “el eclipse solar afectará a la producción de energía”, aunque adelantó que no se espera que el impacto sea de gran magnitud, en parte porque el fenómeno tendrá lugar hacia el atardecer. Itkonen aseguró que no existen “problemas de seguridad en el suministro” y que Bruselas analiza la situación “en todos los ángulos”, con seguimiento de cualquier factor que pueda influir en la estabilidad del sistema. No obstante, la portavoz evitó dar cifras concretas sobre el alcance del impacto continental y remitió a los informes que elaboren los propios operadores europeos tras su reunión de coordinación.

De entre todos, España se sitúa entre los territorios con mayor visibilidad de la totalidad, por lo que se ha convertido en uno de los puntos de mayor oscurecimiento del continente europeo y, por tanto, en el área donde impactará más sobre la generación fotovoltaica. Aun así, el eclipse recorrerá una franja que abarca desde Groenlandia e Islandia, pasando por el norte de Rusia y el océano Atlántico.

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.