Después de varios meses de uso constante, el aire acondicionado puede acumular polvo, polen, suciedad y microorganismos en sus filtros y componentes internos. Por eso, realizar una limpieza profunda al menos una vez al año ayuda a mantener su eficiencia, reducir el consumo de electricidad y evitar que el equipo distribuya partículas contaminantes dentro del hogar.

El mantenimiento suele recomendarse al finalizar la temporada de calor, cuando muchas familias dejan de utilizar estos aparatos durante varios meses. Sin embargo, no basta con limpiar la cubierta exterior: también es necesario revisar los filtros, las bobinas, el ventilador y el sistema de drenaje.

Un equipo sucio puede tener dificultades para enfriar una habitación, trabajar durante más tiempo del necesario y presentar averías. Además, la acumulación de humedad y suciedad en determinadas partes puede favorecer la aparición de hongos y otros microorganismos.

Por qué es importante limpiar el aire acondicionado una vez al año

Durante el verano, los sistemas de climatización funcionan durante varias horas al día. En ese proceso, los filtros retienen polvo, polen y otras partículas presentes en el ambiente. Con el paso del tiempo, estos residuos pueden obstruir el flujo de aire y afectar el rendimiento del aparato.

Las bobinas del evaporador y del condensador también pueden acumular suciedad. Estos componentes permiten intercambiar el calor para enfriar los ambientes, por lo que su funcionamiento puede verse afectado cuando están cubiertos de polvo.

La limpieza periódica permite conservar la capacidad de enfriamiento, reducir el esfuerzo del motor y prolongar la vida útil del electrodoméstico. También contribuye a mejorar la calidad del aire interior, especialmente cuando los filtros se encuentran en buen estado.

Qué hacer antes de comenzar la limpieza

Antes de manipular cualquier componente, es importante apagar el aire acondicionado y desconectarlo de la corriente eléctrica. Esta medida ayuda a prevenir accidentes durante el mantenimiento.

También conviene revisar el manual del fabricante para identificar qué partes pueden limpiarse en casa y cuáles requieren herramientas o productos específicos.

Se recomienda tener a mano un paño de microfibra, agua, jabón suave, un cepillo de cerdas blandas y una aspiradora con un accesorio adecuado. No es conveniente utilizar productos abrasivos, sustancias corrosivas ni aplicar agua directamente sobre los componentes eléctricos.

Cómo limpiar los filtros del aire acondicionado

Los filtros son una de las primeras partes que deben revisarse porque retienen buena parte del polvo y las partículas que circulan por el ambiente.

Para limpiarlos correctamente, hay que seguir estos pasos:

1. Abrir la cubierta frontal del aire acondicionado siguiendo las indicaciones del fabricante.
2. Retirar los filtros con cuidado para evitar que la suciedad acumulada caiga dentro del equipo.
3. Enjuagarlos con agua tibia y utilizar un poco de jabón suave si presentan residuos adheridos.
4. Pasar un cepillo de cerdas blandas para retirar el polvo sin dañar la superficie.
5. Dejarlos secar completamente a la sombra antes de volver a colocarlos.

Si el filtro no es lavable, está deteriorado o perdió su capacidad de retención, lo recomendable es reemplazarlo por uno compatible con el modelo del equipo.

Cómo limpiar las bobinas y el ventilador

Las bobinas del evaporador y del condensador también necesitan mantenimiento. Generalmente, la primera se encuentra en la unidad interior y la segunda en la unidad exterior.

Para retirar el polvo superficial se puede utilizar una aspiradora con un accesorio suave o un cepillo de cerdas blandas. Si existe suciedad más difícil de eliminar, es necesario emplear un producto específico para limpiar bobinas, siempre que el fabricante permita su utilización.

En el caso del ventilador, se deben limpiar las aspas con un paño ligeramente húmedo, evitando mojar el motor y las conexiones eléctricas. Si presenta ruidos extraños, vibraciones o dificultades para girar, conviene solicitar una revisión técnica.

Estas tareas requieren precaución, ya que algunas partes internas pueden doblarse o dañarse si se manipulan incorrectamente.

Cómo revisar el drenaje y comprobar que funciona correctamente

La bandeja de condensación y el tubo de drenaje cumplen la función de evacuar el agua que se genera durante el funcionamiento del aire acondicionado. Si se obstruyen, pueden provocar filtraciones dentro de la vivienda y acumulación de humedad.

Por eso, es importante comprobar que no existan residuos que bloqueen la salida del agua. Si se detecta una obstrucción difícil de retirar, lo más seguro es recurrir a un técnico especializado en lugar de introducir objetos que puedan dañar las tuberías.

Una vez finalizada la limpieza, se pueden reinstalar los filtros y las cubiertas, conectar el equipo y encenderlo para verificar su funcionamiento. Es importante comprobar que enfríe correctamente, que el flujo de aire sea constante y que no produzca ruidos inusuales.

Aunque estas tareas ayudan a conservar el electrodoméstico, no reemplazan una revisión profesional. Si el equipo presenta fugas, malos olores persistentes o problemas de refrigeración, necesita una inspección especializada antes de volver a utilizarlo.

El Gobierno de España mantiene activo hasta el 31 de diciembre de 2026 un descuento extraordinario en la factura eléctrica que llega al 57,5% para los hogares más vulnerables. La rebaja se aplica a través del bono social eléctrico, una prestación que no se cobra como un ingreso directo, sino como un descuento automático sobre el término de potencia y el de energía consumida en el recibo de la luz.

El mecanismo contempla dos niveles de protección. Los consumidores clasificados como vulnerables reciben un descuento del 42,5%, mientras que los calificados como vulnerables severos —aquellos con menor poder adquisitivo— acceden a la bonificación del 57,5%. Ambos porcentajes son excepcionales y están fijados por el Real Decreto-ley 7/2026, que regula el actual escudo social energético.

A partir del 1 de enero de 2027, y salvo que el Ejecutivo apruebe una nueva prórroga en el Consejo de Ministros, los descuentos no desaparecerán, pero sí se reducirán a sus valores ordinarios: 35% para consumidores vulnerables y 50% para vulnerables severos. Esto implica un encarecimiento inmediato de la factura para los hogares beneficiarios que no soliciten el trámite antes de fin de año. La solicitud del bono social puede presentarse en cualquier momento del año, no solo antes del 31 de diciembre. Lo que vence en esa fecha son los porcentajes excepcionales vigentes.

El criterio principal para acceder a la bonificación se basa en el nivel de ingresos anuales de la unidad familiar, calculado en función del Indicador Público de Renta de Efectos Múltiples (IPREM) y corregido según el número de menores a cargo. El umbral base se sitúa en 12.600 euros anuales para una persona que vive sola. Por cada adulto adicional se suman 2.520 euros, y por cada menor, 4.200 euros. Así, una pareja con dos hijos tiene el límite en 23.520 euros.

Otros requisitos para acceder al descuento

Más allá del nivel de renta, el Gobierno exige que el solicitante cumpla cuatro condiciones ligadas al suministro. La vivienda debe ser la habitual y el contrato debe estar a nombre de quien pide el bono. La potencia contratada no puede superar los 10 kilovatios (kW). El titular debe estar empadronado en esa dirección. Y resulta indispensable tener contratada la tarifa regulada, denominada Precio Voluntario para el Pequeño Consumidor (PVPC), lo que excluye de forma automática a los clientes del mercado libre.

Tienen derecho a la ayuda, además, los perceptores del Ingreso Mínimo Vital (IMV) y todas las familias numerosas, sin importar sus ingresos. También se aplican multiplicadores especiales de renta —de 8.400 euros adicionales— para situaciones específicas: personas con un grado de discapacidad igual o superior al 33%, dependientes de grado II o III, víctimas de violencia de género o de terrorismo, personas con electrodependencia y familias monoparentales. Los pensionistas que cobran la cuantía mínima de jubilación o incapacidad permanente también pueden acceder, siempre que los ingresos adicionales de la unidad de convivencia no superen los 500 euros anuales entre todos sus miembros.

La solicitud debe presentarse directamente ante una comercializadora de referencia (COR), las compañías autorizadas para operar en el mercado regulado. Entre ellas figuran Energía XXI, Curenergía, Baser, Gas & Power, Corenergético y Régsiti, además de las entidades específicas para Ceuta y Melilla. El trámite es gratuito y puede realizarse por correo electrónico, formulario web, aplicación móvil o correo postal. La documentación obligatoria incluye el formulario de solicitud firmado por todos los miembros de la unidad familiar mayores de 14 años, el DNI o NIE del titular y de cada integrante del hogar, el certificado de empadronamiento vigente y, según el caso, el libro de familia, el título de familia numerosa, la resolución del IMV o certificados de servicios sociales que acrediten circunstancias especiales como discapacidad o violencia de género.

Un grupo de estudiantes de la Preparatoria Municipal de Altamira, en Tamaulipas, México, desarrolló un dispositivo capaz de bajar hasta cuatro grados Celsius la temperatura interior de un espacio sin consumir electricidad. El invento, bautizado Eco Freezer Slim, combina materiales reciclados y principios de ventilación pasiva para ofrecer una alternativa de refrigeración a comunidades sin acceso a sistemas convencionales de climatización.

El proyecto surgió en el marco de la Exhibición de Prototipos Ecológicos Expomuni 2025, un certamen que propuso a jóvenes de la región diseñar soluciones sostenibles frente a problemas ambientales y sociales. El resultado fue un dispositivo pensado para enfrentar las olas de calor que afectan con mayor frecuencia al norte de México, en un escenario de temperaturas en ascenso y precios eléctricos elevados que dificultan el acceso a sistemas tradicionales de enfriamiento en toda América Latina.

Botellas PET y un diseño inspirado en el mini split

El funcionamiento del Eco Freezer Slim se basa en la ventilación pasiva. El dispositivo utiliza botellas plásticas PET cortadas y dispuestas con el pico orientado hacia el interior de la estructura. A través de ellas se canaliza el aire exterior, lo que acelera y refresca el flujo antes de que ingrese al ambiente que se busca climatizar.

El diseño general del aparato toma como referencia la forma de un mini split, aunque prescinde por completo de componentes eléctricos. Uno de los creadores mencionó como inspiración conceptual el efecto Joule-Thomson, un fenómeno físico asociado a la compresión y expansión de gases en procesos industriales. El dispositivo, sin embargo, no reproduce ese mecanismo: su funcionamiento depende exclusivamente de la circulación natural del aire, y aun así logra una reducción perceptible de la temperatura en las pruebas realizadas.

Una estructura armable con material reciclado

La fabricación del Eco Freezer Slim combina cartón, madera y al menos doce botellas plásticas de litro y medio. La elección de materiales reciclados responde a la intención de ofrecer un sistema económico y fácil de reproducir en comunidades con recursos limitados.

Cualquier persona con acceso a los materiales y una guía básica puede ensamblar la estructura, que no requiere mantenimiento especializado. Esta característica facilita su réplica en distintos contextos y amplía el alcance potencial de la iniciativa más allá del ámbito donde fue concebida.

El aprovechamiento de desechos plásticos también añade una dimensión ambiental al proyecto: al reutilizar botellas PET, el dispositivo contribuye a reducir residuos y se inscribe en una lógica de economía circular aplicada al diseño tecnológico.

Resultados verificados en pruebas de campo

Durante las demostraciones realizadas por los estudiantes, el dispositivo logró reducir hasta cuatro grados Celsius la temperatura ambiente en espacios cerrados como aulas o habitaciones. Ese descenso térmico puede representar una diferencia relevante en la sensación de calor durante los picos de temperatura que se registran con más frecuencia en la región.

El sistema adquiere especial relevancia en contextos donde el suministro eléctrico es irregular o costoso, y donde numerosas familias no pueden costear ventiladores o equipos de aire acondicionado. Aunque su rendimiento no equivale al de los sistemas convencionales de climatización, el Eco Freezer Slim ofrece un alivio térmico concreto en esas circunstancias.

Los propios desarrolladores señalaron que la eficacia del dispositivo aumenta cuando se instala cerca de una ventana, posición desde la cual puede captar y canalizar con mayor eficiencia el flujo de aire exterior hacia el interior del ambiente. El diseño modular del sistema permite, además, su traslado y adaptación a otras comunidades, lo que podría extender el impacto de la propuesta desarrollada en Altamira.

Las migas, grasa y restos de alimentos pueden acumularse en una tostadora o un horno tostador con el uso cotidiano. Limpiarlos con el aparato desconectado y completamente frío reduce el riesgo de quemaduras, descargas eléctricas y daños en sus componentes.

Desconectar y esperar a que el aparato esté frío es el primer paso

Antes de retirar residuos o pasar un paño, hay que desenchufar el equipo y esperar a que se enfríe. La organización británica Electrical Safety First advierte que las resistencias internas pueden superar los 600°C durante el funcionamiento y recomienda no limpiarlo mientras esté conectado.

Los profesionales del Home Care & Cleaning Lab del Good Housekeeping Institute también indican que el agua y las herramientas puntiagudas no deben entrar en contacto con los elementos calefactores. La precaución es relevante tanto para las tostadoras convencionales como para los hornos tostadores, donde suele quedar grasa tras recalentar alimentos.

La limpieza debe hacerse sobre una superficie estable, lejos del fregadero y de cualquier fuente de agua. El exterior puede repasarse con un paño suave apenas humedecido y debe secarse antes de volver a usar el equipo.

La bandeja para migas concentra los residuos que deben retirarse

La acumulación de migas es uno de los problemas más frecuentes. Electrical Safety First señala que retirarlas con regularidad ayuda a prevenir incendios y a mantener el funcionamiento adecuado del aparato. Si el modelo cuenta con una bandeja extraíble, conviene sacarla con cuidado, vaciarla en un recipiente y volver a colocarla una vez limpia y seca.

Para despegar restos que queden cerca de las ranuras, los especialistas del laboratorio recomiendan un cepillo de cerdas suaves, como los que se usan en repostería. Debe utilizarse sin presionar las resistencias ni introducir la mano en el interior.

Las medidas básicas pueden ordenarse así:

• Desenchufar el aparato y dejarlo enfriar por completo.
• Extraer y vaciar la bandeja para migas, si la tiene.
• Usar un cepillo suave para movilizar residuos secos.
• Limpiar la carcasa con un paño suave y apenas humedecido.
• Secar el exterior antes de enchufarlo otra vez.

La entidad de seguridad eléctrica aconseja evitar el agua, limpiadores y cualquier clase de objeto dentro de las ranuras. Tampoco deben usarse fibras metálicas ni productos abrasivos sobre la superficie externa, porque pueden deteriorarla.

Los cubiertos metálicos no sirven para quitar pan atascado

Un trozo de pan atrapado no debe retirarse con cuchillos, tenedores ni otros utensilios metálicos. Además de afectar las resistencias, esa práctica puede provocar una descarga si el equipo permanece conectado. La recomendación de Electrical Safety First es desenchufar el aparato y, una vez frío, retirar el alimento con pinzas de madera.

Estas reglas también aplican a los restos difíciles de alcanzar. Los profesionales consultados por Good Housekeeping desaconsejan recurrir a objetos afilados para raspar el interior. Si las migas no salen con la bandeja y el cepillo, debe seguirse únicamente el procedimiento indicado en el manual del equipo.

Hornos tostadores requieren atender la grasa de paredes internas

A diferencia de una tostadora de ranuras, un horno tostador suele recibir alimentos con queso, salsas o aceites. Esa diferencia favorece la formación de grasa en la bandeja y paredes interiores. La guía del Home Care & Cleaning Lab recomienda retirar las piezas desmontables cuando el aparato esté frío y lavarlas de acuerdo con las indicaciones de su manual.

La carcasa y superficies internas accesibles deben tratarse con un paño suave y poca humedad, sin tocar las resistencias. No se deben sumergir el equipo, el cable ni el enchufe. Electrical Safety First subraya, además, que estos dispositivos deben permanecer lejos de líquidos y bajo supervisión mientras están en uso.

Una revisión periódica de la bandeja, migas y salpicaduras permite detectar residuos antes de que produzcan humo u olor a quemado. Si el aparato presenta chispas, humo persistente o fallas eléctricas, la recomendación de la entidad especializada es desconectarlo y consultar sus instrucciones de servicio antes de utilizarlo de nuevo.

Un solo grado de diferencia en el termostato puede elevar el gasto energético hasta en un 10%, tanto al bajar la temperatura en verano como al subirla en invierno. Así lo advierten la Organización de Consumidores y Usuarios (OCU) de España y la petrolera Repsol, que coinciden en que una configuración adecuada del aire acondicionado permite reducir de forma significativa el consumo eléctrico sin sacrificar el confort durante los meses de temperaturas extremas.

La temperatura del termostato marca la diferencia en la factura

Según la OCU, en verano conviene mantener el equipo entre 24℃ y 26℃ (75℉ y 78℉), un rango que genera un ambiente confortable y evita contrastes bruscos con el exterior. La diferencia entre la temperatura interior y la exterior no debería superar los 12℃ (22℉), límite que previene molestias físicas asociadas a cambios térmicos abruptos.

En invierno, la recomendación se ubica entre 20℃ y 22℃ (68℉ y 71℉), suficiente para contrarrestar el frío sin forzar al equipo a un sobrecalentamiento innecesario. Durante la noche, el rango sugerido baja a 15℃-17℃ (59℉-63℉), lo que además de favorecer el descanso reduce el gasto energético en las horas de sueño.

Mantener la temperatura estable evita sobreesfuerzos del equipo

Encender y apagar el aparato de forma repetida obliga al sistema a trabajar más para alcanzar nuevamente la temperatura deseada. Por eso, tanto la OCU como Repsol recomiendan mantener una configuración estable en lugar de alternar constantemente el encendido y el apagado, una práctica que favorece la eficiencia y prolonga la vida útil del equipo.

Los modelos con tecnología inverter optimizan el rendimiento al ajustar la potencia de manera progresiva. A esto se suman los sistemas inteligentes o smart, que permiten controlar el aparato desde el teléfono móvil y evitar que funcione sin necesidad.

El modo ECO y el mantenimiento regular reducen el gasto

La limpieza frecuente de los filtros y la verificación de que la unidad exterior no esté bloqueada evitan que el sistema trabaje en exceso y disminuyen el riesgo de averías. El uso del modo ECO puede reducir el consumo hasta en un 30%, mientras que la función deshumidificador mejora la sensación térmica sin necesidad de bajar la temperatura, lo que aporta eficiencia adicional.

Anticiparse a las jornadas de calor y encender el aire acondicionado antes de que la temperatura interna suba en exceso permite una climatización más eficiente, ya que el equipo no debe realizar un esfuerzo adicional para enfriar un ambiente ya caldeado.

La orientación del flujo de aire influye en el rendimiento

La dirección en la que se distribuye el aire también incide en la eficiencia del sistema. En verano se recomienda dirigir el flujo hacia arriba, de modo que el aire frío descienda de manera natural por su mayor densidad. En invierno, en cambio, conviene orientarlo hacia abajo para aprovechar el ascenso natural del aire caliente.

Tapar las entradas o salidas de aire, así como bloquear la unidad exterior, obliga al sistema a trabajar más y aumenta el consumo eléctrico de forma directa. Por esa razón, mantener estos espacios despejados resulta clave para un funcionamiento óptimo del equipo.

Apagar el equipo por completo evita gastos innecesarios

Dejar el aire acondicionado en modo stand by durante periodos prolongados incrementa el consumo, aunque el aparato no esté en funcionamiento activo. La recomendación es apagarlo y desconectarlo por completo cuando no se vaya a utilizar durante un tiempo extendido.

Si se detecta una disminución en el rendimiento del equipo, tanto la OCU como Repsol aconsejan contactar a un profesional para su revisión, con el fin de evitar que un desperfecto menor derive en un problema mayor o en un consumo eléctrico más elevado del habitual.

Cuba vuelve a enfrentar una jornada con la red eléctrica al límite. La Unión Eléctrica (UNE) pronosticó para este miércoles 4 de noviembre una afectación de hasta 1.920 megavatios (MW) durante el horario de mayor consumo, una cifra que confirma que el sistema apenas logrará cubrir un tercio de la demanda nacional, según informó Periódico Cubano, diario independiente cubano.

El dato llega después de una jornada marcada por cortes continuos. El martes el servicio estuvo interrumpido durante las 24 horas, con un pico de afectación de 1.905 MW a las 7:30 de la noche.

La demanda duplica la generación disponible

El parte oficial de la UNE calculó para este miércoles una demanda máxima de 2.850 MW frente a apenas 960 MW de disponibilidad. Esa brecha deja un déficit de generación de 1.890 MW, la cifra que explica por qué buena parte de la isla permanecerá sin electricidad durante las horas de mayor consumo.

El Sistema Eléctrico Nacional arrastra una combinación de averías en termoeléctricas, trabajos de mantenimiento programado y limitaciones de combustible que, sumadas, reducen la generación disponible a menos de la mitad de lo que el país necesita en el horario pico, según Periódico Cubano.

A las seis de la mañana, la disponibilidad ya era de 960 MW frente a una demanda de 2.300 MW, con 1.220 MW afectados. Para el mediodía, la propia UNE estimó una afectación de 1.500 MW, lo que anticipaba que la crisis no daría tregua en ningún horario del día.

Siete unidades termoeléctricas fuera de servicio

El reporte identificó cuatro unidades averiadas: la número 5 de Mariel, la 1 de Santa Cruz del Norte, la 2 de Felton y la 3 de Renté. A ellas se suman otras tres en mantenimiento: la unidad 3 de Santa Cruz del Norte, la 5 de Nuevitas y la 5 de Renté.

La UNE reportó además 538 MW de limitaciones en la generación térmica, sin precisar cuándo se reincorporarían las unidades dañadas. Periódico Cubano señaló que la empresa estatal no ofreció una fecha estimada de recuperación, lo que mantiene la incertidumbre sobre el servicio en los próximos días.

La dependencia de centrales termoeléctricas envejecidas sigue siendo, según el diario, uno de los principales factores que explican la fragilidad del sistema: cuando una sola unidad sale de operación, el déficit se traslada de inmediato a los circuitos de distribución.

Localidades con más de 24 horas sin electricidad

Los efectos territoriales del déficit se concentraron en el oriente del país. En Holguín, el circuito Nicaro-Cabonico acumulaba 27 horas y 28 minutos sin servicio, mientras que Gibara 2 superaba las 22 horas de interrupción. En Moa, otro circuito llevaba más de 22 horas afectado.

En Las Tunas, la empresa eléctrica provincial reportó 561 interrupciones pendientes y 121 transformadores dañados. Granma registró 75 MW afectados, con circuitos de Jiguaní, Campechuela y Pilón entre los más perjudicados.

El deterioro se arrastra desde finales de octubre: el 29 de ese mes la afectación llegó a 2.004 MW, al día siguiente subió a 2.039 MW y el 31 de octubre se ubicó en 2.022 MW, de acuerdo con un reporte de Infobae que cita a Periódico Cubano.

Al cierre de ese mes, algunas zonas de la isla acumulaban entre 70 y 89 horas seguidas sin electricidad, y en La Habana se registraron 213 MW afectados con 84 circuitos interrumpidos en un solo día.

La energía solar no alcanza para compensar el déficit

Durante la jornada del martes, los parques solares fotovoltaicos aportaron 2.341 megavatios hora, con una potencia máxima de 364 MW. La cifra resultó insuficiente para cubrir el déficit nacional, sobre todo durante la noche, cuando la generación solar desaparece y el consumo aumenta.

Otro reporte de Periódico Cubano, recogido también por Infobae, detalla que apenas dos días antes los parques solares habían llegado a aportar 4.140 MWh con una potencia máxima de 644 MW, un volumen que tampoco logró evitar que el déficit superara los 1.880 MW esa jornada.

Según un recuento de Cubanet, sitio de noticias independiente cubano, el deterioro del sistema ya había provocado unos ocho apagones generales en lo que va de 2026, distribuidos entre marzo, julio, agosto y septiembre, y había derivado en un aumento de las protestas por el deterioro de las condiciones de vida en la isla.

La persistencia de los cortes afecta la conservación de alimentos, el suministro de agua y las actividades productivas en toda la isla.

Mientras el Gobierno cubano mantiene anuncios de inversión para mejorar la generación, los partes diarios de la UNE siguen mostrando una capacidad insuficiente frente a una demanda que no cesa, sin que haya una fecha definida para la estabilización del servicio.

El subsidio de verano de la Comisión Federal de Electricidad (CFE) terminó el 1 de noviembre, lo que elevará el costo de la electricidad para millones de hogares mexicanos. La medida afecta principalmente a zonas de calor extremo como Coahuila y Sonora, donde el esquema tarifario preferencial deja de aplicarse tras seis meses de vigencia.

El fin del subsidio reduce los bloques de consumo a precios bajos y aumenta el valor del kilowatt-hora. Esto eleva el riesgo de que los usuarios caigan en la Tarifa DAC (Doméstica de Alto Consumo), un esquema sin respaldo gubernamental que puede triplicar el monto de la factura.

Qué cambia con el fin del subsidio

El subsidio de verano ampliaba los rangos de consumo básico e intermedio a precios reducidos, lo que permitía a las familias en regiones calurosas usar más kilowatts antes de pasar a tarifas más caras.

En la Región Laguna y la zona norte de Coahuila, el beneficio se aplicó del 1 de mayo al 31 de octubre. A partir de ahora, los recibos mostrarán un escalonamiento de precios más agresivo.

Para saber si el subsidio ya terminó, basta con revisar la fecha de corte del recibo. Si el periodo de facturación es posterior al 31 de octubre, los bloques de consumo se reducen y el precio por kilowatt-hora sube.

El caso de Sonora y la tarifa 1F

La CFE confirmó mediante un comunicado el fin del subsidio eléctrico de verano para los usuarios con tarifa doméstica en Sonora. La dependencia publicó en el Diario Oficial de la Federación (DOF) el precio aplicable en el recibo de noviembre.

El cambio afecta a más de 70 municipios de la entidad que contaban con la tarifa 1F, la de mayor subsidio en México. Este esquema está diseñado para localidades con una temperatura media mínima de 33 grados Celsius (91,4 grados Fahrenheit).

La CFE recomendó a los usuarios de Sonora adoptar hábitos de consumo responsable, en particular en municipios donde ya se registran temperaturas más bajas por la llegada del frío. La dependencia advirtió que los equipos de climatización encendidos de forma prolongada pueden representar un aumento considerable en la factura.

Tarifa de invierno en Hermosillo: así bajan los límites de consumo

En Hermosillo, la Tarifa de Verano, vigente del 1 de abril al 31 de octubre, llegó a su fin. Desde el 1 de noviembre rige la Tarifa de Invierno, que se extenderá hasta el 31 de marzo.

Ignacio Peinado Luna, vocero de la Unión de Usuarios de Hermosillo, explicó que el límite de consumo subsidiado se reduce de forma drástica entre ambas temporadas: “Significa una tarifa mucho muy reducida comparada con la tarifa de Verano, que son 5 mil kilowatts; en el Invierno se reduce drásticamente a 400 kilowatts por hora”.

El esquema de precios para la temporada de invierno queda establecido de la siguiente manera:

1. Los primeros 150 kilowatts cuestan 1 peso cada uno.
2. Del kilowatt 151 al 400, el costo sube a 1,34 pesos cada uno.
3. El excedente de los 400 kilowatts se cobra a 4 pesos cada uno.

Peinado Luna advirtió sobre el riesgo de mantener el uso de aire acondicionado pese al cambio de temporada: “Si seguimos con la inercia del encendido del aire acondicionado, evidentemente nos llegará una factura muy elevada por la disparidad de precio entre la tarifa de Verano e Invierno”.

Para evitar un recibo más elevado, el vocero recomendó:

1. Abrir las ventanas durante las mañanas y las tardes.
2. Utilizar ventiladores o abanicos en lugar de climas artificiales.

La Unión de Usuarios de Hermosillo gestiona además que el límite de consumo subsidiado se amplíe de mil a 2 mil 400 kilowatts, debido a que incluso en este mes pueden registrarse temperaturas elevadas en la región.

Qué estados reciben el subsidio de verano de la CFE

El subsidio de verano de la Comisión Federal de Electricidad (CFE) no se aplica por estado completo, sino por localidad, según las temperaturas medias mínimas registradas por la Secretaría de Medio Ambiente y Recursos Naturales (Semarnat). El beneficio alcanza a 20,8 millones de usuarios, equivalentes a 42% del total de usuarios del país.

Los 19 estados donde opera este esquema son los siguientes:

1. Baja California
2. Sonora
3. Sinaloa
4. Chihuahua
5. Coahuila
6. Nuevo León
7. Tamaulipas
8. San Luis Potosí
9. Colima
10. Nayarit
11. Morelos
12. Guerrero
13. Veracruz
14. Oaxaca
15. Chiapas
16. Tabasco
17. Campeche
18. Yucatán
19. Quintana Roo

El subsidio se refleja de forma automática en las tarifas domésticas 1, 1A, 1B, 1C, 1D, 1E y 1F, sin que el usuario deba realizar ningún trámite ante la CFE. La tarifa asignada puede consultarse en la esquina superior derecha del recibo de luz.

Fechas de inicio según la región

La fecha de arranque del subsidio varía según la zona climática del país:

1. Región Peninsular (Yucatán, Campeche y Quintana Roo): inició el 1 de marzo.
2. Pacífico Norte (Sonora, Sinaloa y Baja California): comenzó el 1 de abril.
3. Resto de los estados beneficiados: inició el 1 de mayo.
4. Zona Centro, que incluye la Ciudad de México: el arranque se ubicó alrededor del 15 de junio.

Todos los esquemas de subsidio de verano concluyeron de manera general el 31 de octubre, fecha a partir de la cual los rangos de consumo regresan a los niveles de la temporada regular en la mayoría de las regiones.

Límites de consumo mensual por tarifa

Cada tarifa tiene un tope de kilowatts-hora (kWh) mensuales dentro del cual se mantiene el precio subsidiado. Superar ese límite incrementa el riesgo de reclasificación a la Tarifa DAC (Doméstica de Alto Consumo):

1. Tarifa 1: 250 kWh al mes.
2. Tarifa 1A: 300 kWh al mes.
3. Tarifa 1B: 400 kWh al mes.
4. Tarifa 1C: 850 kWh al mes.
5. Tarifa 1D: mil kWh al mes.
6. Tarifa 1E: 2 mil kWh al mes.
7. Tarifa 1F: 2 mil 500 kWh al mes.

La asignación de cada tarifa depende de la temperatura media mínima registrada en la localidad del usuario. La tarifa 1A corresponde a zonas templadas con una media mínima de 25 grados Celsius (77 grados Fahrenheit), como la Ciudad de México, mientras que las tarifas 1D, 1E y 1F se destinan a zonas de calor extremo, como Sonora, Tabasco o Mexicali, donde la media mínima supera los 31 grados Celsius (87,8 grados Fahrenheit).

Contratos mixtos con privados: qué son y cuándo impactarán

Mientras los hogares enfrentan el ajuste tarifario, la CFE avanza en un esquema distinto: los contratos mixtos con empresas privadas para construir nuevas centrales eléctricas. El proyecto sumaría más de 7 mil megavatios de capacidad adicional al sistema.

El modelo conserva una participación mínima de 54% para la empresa estatal, mientras los socios privados podrán tener hasta 46%. Los primeros acuerdos de compra y venta de energía, conocidos como PPA por sus siglas en inglés, entrarán en fase de firma durante el primer trimestre de 2027.

La puesta en marcha de estas centrales mixtas no representa una baja inmediata en las tarifas. Así lo explicó Manuel Calva, director Jurídico de la CFE: “El precio de la energía variará dependiendo del proyecto y la ubicación. Lo que hicimos fue poner parámetros y el privado hizo su mejor oferta; estamos negociando dentro de ese rango”.

Por su parte, Francisco Maldonado, director de Generación de la CFE, detalló el estado del proceso: “Estamos en el proceso de negociación del contrato de cobertura eléctrica, el PPA. Y una vez que se firme se empezará la construcción de las centrales”.

El objetivo operativo del esquema es asegurar el suministro eléctrico y contar con nueva infraestructura para atender la demanda del país. Por ahora, la CFE no anuncia una reducción de tarifas ni fija un porcentaje de descuento para los usuarios domésticos, ni detalla un mecanismo que traslade de manera directa al recibo de luz los costos o ahorros de cada central.

El crecimiento acelerado de la inteligencia artificial está provocando un problema que pocas empresas tecnológicas anticiparon: la falta de electricidad para mantener en funcionamiento sus centros de datos.

Ante las largas esperas para conectarse a las redes eléctricas y conseguir nuevos equipos de generación, algunas compañías están recurriendo a una solución poco convencional: reutilizar motores de aviones retirados para producir energía.

Según informó The New York Times, varios centros de datos están utilizando motores a reacción modificados para funcionar con gas natural y generar electricidad de manera independiente. Aunque estos equipos no fueron diseñados originalmente para operar como centrales eléctricas, permiten obtener energía en menos tiempo que los proyectos tradicionales.

La medida refleja la presión que enfrenta la industria tecnológica para sostener el desarrollo de la inteligencia artificial. Los modelos generativos necesitan enormes cantidades de capacidad informática y, por lo tanto, instalaciones capaces de funcionar de manera continua. Sin embargo, la infraestructura eléctrica no está creciendo al mismo ritmo que la demanda.

Para las compañías que necesitan poner en marcha nuevos centros de datos, reutilizar motores de aviación representa una alternativa para evitar años de espera. Audun Martinsen, analista de Rystad Energy, explicó al diario estadounidense que el principal atractivo de estos equipos es la rapidez con la que pueden comenzar a producir electricidad.

Con este sistema, algunas instalaciones podrían estar operativas en aproximadamente 24 meses, mientras que conseguir una conexión de 100 megavatios a la red eléctrica en el norte de Virginia puede demorar alrededor de siete años, según datos de la Agencia Internacional de Energía.

Por qué los centros de datos utilizan motores de aviones

Los motores a reacción modificados permiten aprovechar equipos que anteriormente impulsaban aeronaves comerciales. Después de ser retirados de los aviones, son reconstruidos para funcionar con gas natural y adaptados para generar electricidad.

Una de las empresas que participa en este mercado es ProEnergy, especializada en reacondicionar motores GE utilizados habitualmente en aviones Boeing. Sus equipos se están convirtiendo en una alternativa para compañías que necesitan abastecer instalaciones informáticas de gran tamaño sin depender exclusivamente de la red eléctrica.

Uno de los casos más conocidos es el de xAI, la empresa de inteligencia artificial de Elon Musk. Según la investigación de The New York Times, la compañía instaló ocho turbinas modificadas en Mississippi para suministrar energía a Colossus 2, su centro de datos ubicado en Memphis.

La iniciativa no es exclusiva de Musk. OpenAI también recurrió a turbinas de gas para alimentar su primer centro de datos Stargate, ubicado en Abilene, Texas, en 2025.

En ese mismo campus participa Crusoe, una compañía estadounidense especializada en construir infraestructura para inteligencia artificial. En abril encargó 13 unidades convertidas por ProEnergy para generar electricidad.

La empresa también había explorado otras alternativas. En septiembre desistió de un acuerdo de 1.250 millones de dólares para adquirir 29 turbinas de gas natural a Boom Supersonic, una compañía que desarrolla aviones supersónicos y comercializa una versión de sus motores para producir electricidad destinada a centros de datos.

La falta de electricidad amenaza los planes de expansión de la IA

La necesidad de encontrar nuevas fuentes de energía responde a un problema estructural. Los centros de datos requieren electricidad constante para mantener servidores, sistemas de refrigeración y equipos especializados en procesar grandes cantidades de información.

El entrenamiento y funcionamiento de modelos de inteligencia artificial aumentan esa demanda. Por ello, las empresas tecnológicas están compitiendo por conseguir terrenos, conexiones eléctricas y equipos capaces de abastecer sus instalaciones.

Los retrasos ya tienen consecuencias. El mes pasado, Microsoft se retiró como cliente principal del centro de datos de Nscale en Loughton, Inglaterra, después de que la compañía eléctrica local advirtiera que no podría garantizar suficiente suministro hasta principios o mediados de la década de 2030.

La presión también alcanza a los fabricantes de equipos energéticos. Un ejecutivo de Mitsubishi Power señaló a Bloomberg que se espera que gran parte de la nueva capacidad de generación esté operativa recién para 2031.

Los motores de avión tienen un problema: contaminan más

Aunque reutilizar motores de aviones permite acelerar la puesta en funcionamiento de los centros de datos, la solución presenta inconvenientes.

Estos equipos son menos eficientes y generan más contaminación que las turbinas diseñadas específicamente para centrales eléctricas convencionales de gas. Además, necesitan una mayor cantidad de unidades para producir el mismo volumen de electricidad.

Esto significa que su utilidad podría estar limitada al corto plazo. A medida que aumente la presión por reducir las emisiones y mejorar la eficiencia energética, las compañías podrían verse obligadas a buscar alternativas más sostenibles.

Mientras tanto, el Gobierno de Donald Trump también está impulsando medidas para que los centros de datos generen su propia electricidad y reduzcan su dependencia de las redes públicas.

El uso de motores de aviación evidencia una contradicción en el desarrollo de la inteligencia artificial: mientras las empresas compiten por crear sistemas cada vez más avanzados, necesitan recurrir a tecnología reutilizada para conseguir algo mucho más básico, la electricidad necesaria para mantenerlos encendidos.

Algunos centros de datos de inteligencia artificial (IA) generan su propia electricidad con motores de aviones retirados, convertidos para funcionar con gas natural. Los operadores buscan evitar las esperas de años para conectarse a la red o para comprar turbinas nuevas, según The New York Times, cuya investigación recogió TechCrunch el 3 de noviembre.

Los motores no están pensados como una planta eléctrica permanente. Su atractivo es la rapidez. “Se trata de conseguir energía lo más rápido posible”, dijo al Times Audun Martinsen, analista de la consultora Rystad Energy. Con unidades de este tipo, “pueden tener un centro de datos funcionando en 24 meses”, afirmó.

Conectar 100 megavatios a la red en el norte de Virginia, en cambio, lleva unos siete años, según la Agencia Internacional de Energía, citada por TechCrunch. Un ejecutivo de Mitsubishi Power, uno de los mayores fabricantes de equipos de generación, dijo a Bloomberg la semana pasada que la mayor parte de la capacidad nueva llegará hacia 2031.

xAI y OpenAI ya usan estas turbinas

La empresa xAI, de Elon Musk, instaló ocho turbinas de este tipo en Mississippi para alimentar su centro de datos Colossus 2, según el Times. Las unidades provienen de ProEnergy, una compañía que reconstruye un motor de General Electric común en aviones Boeing.

OpenAI siguió ese camino en 2025 con turbinas de gas, provistas por GE Vernova y Solar Turbines, en Abilene, Texas, el primer sitio de su proyecto Stargate. Crusoe, la empresa de Denver que construye ese campus, encargó 13 unidades convertidas de ProEnergy en abril de este año, informó TechCrunch.

En septiembre, Crusoe canceló una compra de USD 1.250 millones de 29 turbinas de gas a Boom Supersonic, una startup que desarrolla un avión de pasajeros supersónico y que también vende una versión de ese motor como planta eléctrica. Un portavoz de Crusoe dijo entonces a TechCrunch que la empresa seguirá usando turbinas.

Cómo se convierte un motor de avión en generador

ProEnergy fabrica su turbina PE6000 a partir de núcleos usados del motor CF6-80C2, que combina con piezas nuevas. Cada unidad genera 48 megavatios, según Landon Tessmer, vicepresidente de operaciones comerciales de la empresa, citado por IEEE Spectrum. En octubre de 2025 afirmó que había vendido 21 turbinas para dos proyectos de más de 1 gigavatio en total.

Tessmer explicó que esos proyectos usarán la energía como solución puente durante cinco a siete años, hasta obtener conexión a la red. Después, las máquinas pasan a respaldo, complementan la red o se venden a la compañía eléctrica local. ProEnergy estima que unos 1.000 de estos motores se retirarán en la próxima década.

Las turbinas diseñadas para plantas de gas convencionales tienen plazos de entrega que superan 2029, según Data Center Dynamics. Tessmer sostuvo que una PE6000 puede entregarse en 2027, indicó la empresa que vende el equipo.

Menos eficientes y más contaminantes

No obstante, los motores convertidos tienen costos. Según el Times, son menos eficientes y contaminan más que las turbinas hechas para plantas de gas, y hacen falta más unidades para producir la misma energía. Algunos expertos consultados por el diario creen que esas preocupaciones ganarán peso en uno o dos años.

Las demoras ya cuestan contratos. El mes pasado, Microsoft se retiró como cliente principal del centro de datos de Nscale en Loughton, Inglaterra, después de que la compañía eléctrica local dijera que no podría entregar suficiente energía hasta principios o mediados de la década de 2030.

El gobierno del presidente Donald Trump presiona a los desarrolladores para que generen su propia electricidad. “Fue idea mía”, dijo Trump a periodistas en agosto, según el Times, y añadió que los centros de datos deben construir su energía para no tomarla de la red.

Las luces que parpadean de forma persistente pueden advertir una falla en la instalación eléctrica doméstica. Aunque a veces el origen está en una lámpara o una bombilla, el problema requiere atención si se repite o alcanza distintos ambientes.

Un parpadeo aislado puede tener una explicación sencilla. Pero si se combina con variaciones bruscas de intensidad, ruidos, calor o el corte frecuente de los interruptores automáticos, conviene dejar de usar el punto afectado y pedir una revisión profesional. La prioridad es identificar si el desperfecto se limita a un artefacto o si compromete conexiones y circuitos de la vivienda.

Una sola lámpara puede apuntar a la bombilla o al artefacto

El electricista profesional Marvin Adams explicó que las causas habituales incluyen una bombilla floja o defectuosa y, en el caso de las lámparas LED, una incompatibilidad con el regulador de intensidad.

Si solo falla una luz y no hay otras señales, una primera medida consiste en apagarla, esperar a que se enfríe y verificar con suavidad que la bombilla esté bien colocada.

La Asociación Nacional de Protección contra Incendios (NFPA) aconseja utilizar bombillas cuya potencia coincida con la indicada para cada artefacto. También recomienda que los trabajos en la red domiciliaria queden en manos de personal habilitado.

La revisión del regulador resulta relevante cuando se reemplazaron lámparas convencionales por LED. La compatibilidad entre ambos componentes determina el funcionamiento estable de la luz. Si, tras comprobar esos elementos, el parpadeo continúa, la falla ya no debe tratarse como un simple recambio de bombilla.

Varias luces afectadas pueden revelar un problema de conexión

Mark Halberg, electricista matriculado, señaló que la cantidad y ubicación de las luces afectadas aportan datos para el diagnóstico. Cuando el fenómeno aparece a la vez en distintos cuartos, puede existir un inconveniente más amplio en el cableado o en el suministro eléctrico de la casa.

También conviene observar si las luces bajan o aumentan su brillo al encender aparatos de alto consumo, como un horno o equipo de aire acondicionado. Ese comportamiento puede orientar al especialista sobre la relación entre la demanda eléctrica y el circuito que presenta la anomalía.

Según Adams, una conexión floja o deteriorada figura entre los riesgos que pueden quedar ocultos tras un parpadeo repetido. Halberg advirtió que, cuando los conductores no están unidos de forma segura, la electricidad puede saltar el espacio entre ellos. Ese fenómeno, conocido como arco eléctrico, genera calor intenso y puede dañar los cables y materiales próximos.

La NFPA indica que los interruptores de circuito por falla de arco detectan condiciones anormales y abren el circuito. La entidad señala que estos dispositivos deben ser instalados por un electricista calificado. Que un interruptor automático no se active no descarta por sí solo una conexión defectuosa dentro de una pared, caja o interruptor.

Olores, chispas y calor requieren una consulta inmediata

La Comisión de Seguridad de Productos de Consumo de Estados Unidos (CPSC) identifica los riesgos vinculados al cableado doméstico y recomienda recurrir a personal capacitado ante dudas sobre la instalación.

A su vez, la NFPA incluye las luces que parpadean o se atenúan entre las situaciones por las que corresponde contactar a un electricista. Entre las señales que justifican esa consulta se encuentran:

• Zumbidos o chasquidos cerca de interruptores, tomacorrientes o artefactos de iluminación
• Olor a quemado o a goma, marcas oscuras o superficies inusualmente calientes
• Varias luces con parpadeos simultáneos o cambios marcados de brillo
• Interruptores automáticos que se disparan con frecuencia
• Chispas procedentes de un tomacorriente o una luminaria

Halberg sostuvo que un arco repetido puede producir calor dentro de las paredes sin que el daño sea visible desde el exterior. Por esa razón, no se recomienda desmontar interruptores, luminarias ni conexiones para intentar una reparación casera. La manipulación debe quedar a cargo de un electricista habilitado.

Si hay humo, chispas persistentes o llamas, la indicación es alejarse del área, evacuar la vivienda cuando exista peligro inmediato y llamar a los servicios de emergencia desde un lugar seguro. Fuera de esas situaciones urgentes, una inspección profesional permite determinar si el origen está en la lámpara, regulador, cableado o suministro eléctrico.

CFE prepara contratos mixtos con empresas privadas para construir centrales eléctricas que sumarían más de 7,000 MW de capacidad. El modelo conserva una participación mínima de 54% para la empresa estatal, pero no establece por sí mismo una baja inmediata en el recibo de luz de los hogares.

Los primeros acuerdos de compra y venta de energía, conocidos como PPA por sus siglas en inglés, entrarán en fase de firma durante el primer trimestre de 2027. Francisco Maldonado, director de Generación de la CFE, dijo que la empresa negocia esos documentos con los participantes de la primera convocatoria.

Maldonado indicó que 34 de los 38 proyectos que avanzaron en las fases iniciales ya cuentan con contratos de inversión mixta, fideicomiso, prestación de servicios y administración de operación. La firma de los PPA permitiría iniciar la construcción de las centrales.

CFE conserva al menos 54% de participación en los proyectos

Los contratos mixtos son esquemas de colaboración entre CFE y capital privado para desarrollar infraestructura de generación eléctrica. Estos mecanismos permiten incorporar inversión privada bajo supervisión estatal y conforme a la planeación energética de la SENER.

La condición central es que CFE conserve una participación mínima de 54%, de forma directa o mediante subsidiarias, fideicomisos o vehículos de propósito específico. El socio privado podría tener hasta 46% de la participación del proyecto.

Los permisos de generación deben solicitarse mediante entidades constituidas en México. Si el inversionista privado pretende vender su participación, CFE tendría derecho del tanto, es decir, prioridad para adquirirla en las condiciones planteadas para la venta.

Cada central tendría que cubrir sus costos de operación, mantenimiento y financiamiento con sus propios ingresos. Este principio de autofinanciamiento busca evitar que el proyecto dependa de recursos adicionales para mantenerse en operación.

La estructura requiere además la aprobación del Consejo de Administración de CFE. Ese órgano debe autorizar la composición del proyecto, los participantes y el modelo financiero antes de que avance la inversión.

Los contratos definen quién opera las centrales y cómo se vende la energía

Los esquemas mixtos pueden organizarse mediante una sociedad conjunta o un fideicomiso. El modelo descrito por NHG contempla que CFE tenga 54% y el privado 46%, con representación compartida en el consejo de administración y mecanismos de protección para ambas partes.

Los contratos también deben establecer quién opera la central, ya sea CFE o el socio privado. Deben precisar la propiedad de los activos, el calendario de construcción, las condiciones de operación y la forma en que se transferirían bienes para preservar los derechos de la empresa estatal.

Otro punto es la asignación de electricidad. Los proyectos deben definir qué parte de la energía quedaría disponible para compra preferencial de CFE y cuál podría destinarse a la comercialización mayorista. Esa negociación forma parte de los contratos de cobertura eléctrica que la empresa estatal mantiene pendientes.

Maldonado dijo que los proyectos considerados en la primera convocatoria representan una inversión inicial de 10,000 millones de dólares. De los más de 7,000 MW previstos, alrededor de 4,800 MW corresponderían a generación fotovoltaica; el resto provendría de tecnología eólica y otras fuentes.

Los contratos también reparten los riesgos financieros, de construcción, desempeño y fuerza mayor. Además, deben incluir mecanismos para resolver controversias, incluidos arbitrajes o procedimientos alternativos.

El recibo de luz no cambia en automático con los nuevos proyectos

La puesta en marcha de centrales mixtas podría ampliar la capacidad de generación disponible para CFE y modificar las condiciones bajo las cuales compra electricidad a los proyectos participantes. El objetivo operativo es asegurar el suministro y contar con nueva infraestructura para atender la demanda eléctrica.

Por ahora, no se anuncia una reducción de tarifas ni se ha fijado un porcentaje de descuento para los usuarios domésticos. Tampoco detallan un mecanismo que traslade de manera directa al recibo de luz los costos o ahorros de cada central.

Cambiar la comodidad de la ciudad por un terreno árido e inhóspito suena a locura, pero para una familia de seis se ha convertido en el proyecto de su vida. Jonathan y Ashley Longnecker decidieron romper con todo, hacer las maletas junto a sus cuatro hijos y levantar desde la nada un hogar plenamente autosuficiente en pleno desierto de Arizona. Sin hipotecas convencionales ni conexión a las redes públicas de agua o electricidad, la familia ha transformado casi 4,5 hectáreas de tierra en un oasis sostenible que desafía las normas del sector inmobiliario tradicional.

Todo el proceso, lejos de mantenerse en secreto, lo documentan al detalle en su canal de YouTube, Tiny Shiny Home, donde ya enseñan a miles de seguidores a replicar su modelo de vida. Sin embargo, la aventura no surgió de la noche a la mañana, sino tras un largo viaje. Antes de instalarse en el condado de Cochise, al sureste del estado, los Longnecker pasaron cinco años recorriendo las carreteras de Estados Unidos a bordo de una caravana vintage de casi 9,5 metros de longitud que reformaron con sus propias manos.

Su etapa itinerante funcionó como un laboratorio de pruebas: aprendieron a exprimir cada metro cuadrado, a convivir con recursos muy limitados y a depender únicamente de paneles solares, baterías de litio y depósitos móviles. Con ese bagaje a sus espaldas, dieron el salto definitivo al adquirir una parcela completamente virgen para edificar una vivienda fija sin ataduras.

Para levantar la estructura principal han apostado por la bioconstrucción y, en concreto, por el hyperadobe, una técnica que consiste en rellenar sacos continuos de malla con la propia tierra del terreno para modelar muros curvos, resistentes y dotados de una gran inercia térmica. Esta solución permite amortiguar los cambios del clima desértico, manteniendo las estancias frescas durante las sofocantes horas de sol y conservando el calor interior cuando las temperaturas se desploman.

El reto de vivir desconectado

Lejos de funcionar como una vivienda aislada, la finca opera como un sistema integral guiado por los principios de la permacultura. Toda la electricidad procede de una instalación fotovoltaica propia respaldada por acumuladores, mientras que el abastecimiento hídrico depende exclusivamente de la captación de agua de lluvia y de una red de zanjas diseñadas para infiltrar hasta la última gota en el subsuelo. La infraestructura doméstica se completa con inodoros de compostaje, una ducha exterior rústica, zonas de huerto y corrales para animales.

Sin embargo, los propios protagonistas insisten en que vivir sin depender de las redes de suministro dista de ser una postal idílica exenta de sacrificios. La rutina diaria exige una constante carga física y técnica: supervisar los inversores solares, purificar el agua, gestionar los residuos orgánicos y convivir con el viento, el polvo constante y el aislamiento geográfico. Se trata de un compromiso que demanda conocimientos prácticos y que no perdona los errores de cálculo.

El proyecto de los Longnecker no pretende ser una solución para todo el mundo, pero sí funciona como una llamada de atención frente a un mercado inmobiliario rígido. Al demostrar que es posible edificar un refugio seguro, digno y duradero en sintonía con el clima y prescindiendo de los suministros habituales, la familia deja una lección clara: la verdadera innovación arquitectónica a menudo reside en aprender a convivir con los recursos más elementales del entorno.

Europa se arriesga a terminar el próximo invierno con sus reservas de gas prácticamente agotadas. Los almacenes de la Unión Europea podrían situarse por debajo del 10% de su capacidad operativa a finales de marzo de 2027, un nivel que dejaría al bloque comunitario con escaso margen para responder a nuevas interrupciones del suministro o a un repunte inesperado de la demanda. La advertencia procede de la Agencia Internacional de la Energía (AIE), que contempla un escenario de temperaturas más frías de lo habitual y dificultades en el tránsito energético por el estrecho de Ormuz.

La situación de partida tampoco resulta favorable. Los países europeos han comenzado la campaña de calefacción con las reservas en su nivel más bajo desde 2013, lo que aumenta la presión sobre los almacenamientos durante los meses de mayor consumo. A ello se suman unos precios elevados y una demanda internacional creciente, factores que pueden reducir el volumen de gas disponible para las importaciones europeas.

En esas circunstancias, la extracción de gas de los almacenes tendría que aumentar más de un 20% respecto a la temporada de calefacción anterior. El organismo internacional advierte de que esta necesidad de recurrir a las reservas podría agravar la vulnerabilidad del mercado, especialmente si se producen nuevos episodios de frío o problemas técnicos en las infraestructuras energéticas.

Un colchón de reservas cada vez más difícil de utilizar

El riesgo no reside únicamente en la posibilidad de quedarse sin gas, sino también en la dificultad de extraerlo cuando los depósitos se encuentran casi vacíos. La AIE recuerda que la capacidad de retirada disminuye a medida que baja el nivel de llenado y se reduce especialmente cuando las reservas caen por debajo del 30% de su capacidad operativa.

“Esto dejaría al mercado europeo especialmente vulnerable ante cualquier imprevisto, ya sean olas de frío adicionales, fallos técnicos u otras interrupciones en el suministro; dado que la tasa a la que se puede extraer gas de los almacenes tiende a disminuir una vez que los niveles de llenado caen por debajo del 30% de su capacidad operativa”, ha advertido la AIE en su último informe mundial sobre la seguridad del gas.

Un episodio de frío al final del invierno podría complicar todavía más el escenario, sobre todo si coincide con una producción eólica reducida. En ese caso, la necesidad de recurrir a otras fuentes de generación eléctrica aumentaría la presión sobre el gas y podría traducirse en una mayor volatilidad de los precios e incluso en interrupciones del suministro.

Europa tendrá que llenar sus depósitos a contrarreloj durante el próximo verano

La preocupación se trasladaría también a los meses posteriores al invierno. Si las reservas terminan marzo en niveles excepcionalmente bajos, los países europeos tendrán que acelerar las compras y las inyecciones de gas durante el verano para recuperar un colchón suficiente antes de la siguiente temporada de calefacción.

Las necesidades previstas para 2027 oscilarían entre los 57.000 y los 83.000 millones de metros cúbicos, frente a una media de 50.000 millones durante los últimos cinco años. El volumen necesario dependerá de cuánto gas quede almacenado al terminar el invierno y de las condiciones del mercado internacional en los meses siguientes.

La AIE advierte de que ese esfuerzo adicional puede tener consecuencias sobre las cotizaciones. “Unas mayores necesidades de inyección pueden ejercer una presión al alza sobre los precios del gas en el mercado al contado (spot), mientras que unas tasas de llenado más bajas suelen presionar a la baja los precios del gas durante el verano”, reza el informe. La competencia por asegurar cargamentos podría encarecer las compras europeas si otros mercados también necesitan aumentar sus reservas.

El suministro dependerá de la evolución de Ormuz y de las temperaturas

No todos los escenarios contemplados por la agencia son tan desfavorables. Una resolución de las tensiones en el estrecho de Ormuz a partir de enero y unas temperaturas más suaves permitirían reducir el consumo y mejorar la disponibilidad de gas. En ese supuesto, Europa podría llegar al final del invierno con unas reservas más holgadas y afrontar con menos presión la campaña de almacenamiento estival.

Por el lado de las importaciones, la AIE prevé que los flujos hacia la Unión Europea disminuyan durante el invierno. Noruega, uno de los principales proveedores del continente, reduciría sus entregas debido a interrupciones en su producción. Parte de esa caída quedaría compensada por un aumento de hasta el 4% de las importaciones procedentes del norte de África.

En cambio, el organismo no anticipa variaciones en los flujos de gas desde Azerbaiyán y Rusia. La evolución conjunta de estos suministros, las condiciones meteorológicas y la situación en Ormuz determinará hasta qué punto Europa consigue evitar el escenario más adverso: terminar marzo de 2027 con menos de una décima parte de sus reservas y verse obligada a competir por el gas necesario para llenar de nuevo sus depósitos.

Un tomacorriente que conserva el calor después de desconectar los aparatos puede advertir una falla en la instalación. Las cinco señales que acompañan a un enchufe caliente requieren suspender su uso y solicitar una revisión profesional, según criterios de seguridad eléctrica.

El electricista Steve Clemente, consultado por el sitio especializado en tareas domésticas, Real Simple, explicó que cierta tibieza puede aparecer mientras se cargan dispositivos o se utilizan equipos de alto consumo. Sin embargo, el problema cambia de escala si persiste sin carga conectada o si se suma alguno de los indicios de deterioro.

La Asociación Nacional de Protección contra Incendios (NFPA) incluye los tomacorrientes calientes o decolorados, olores a quemado y chispas entre las situaciones por las que aconseja llamar a un electricista calificado.

La guía de seguridad eléctrica en el hogar de la NFPA también recomienda conectar los electrodomésticos grandes directamente a un tomacorriente de pared.

1. El tomacorriente sigue caliente aun sin equipos conectados

Después de desenchufar los dispositivos, el punto de conexión debería enfriarse. Si la placa o el tomacorriente permanece tibio o llega a estar incómodo al tacto, hay que dejar de usarlo.

La Comisión de Seguridad de Productos de Consumo de Estados Unidos (CPSC) señala que una placa caliente, incluso en un tomacorriente que no se usa, puede indicar un riesgo de incendio en el receptáculo, interruptor o cableado.

Clemente recomendó desconectar los equipos y esperar a que el área se enfríe, sin intentar desmontar ni reparar la instalación. La guía de la CPSC sobre peligros del cableado doméstico indica que corresponde pedir una revisión especializada cuanto antes.

2. Un zumbido puede revelar una conexión defectuosa

Un zumbido, chasquido o siseo procedente del enchufe no forma parte del funcionamiento normal. La Fundación Internacional para la Seguridad Eléctrica (ESFI) identifica esos ruidos como posibles señales de sobrecarga o problema de cableado que amerita una inspección profesional.

No conviene volver a conectar un aparato para comprobar si el sonido desaparece ni manipular la placa. La ESFI recomienda solicitar la intervención de un especialista ante zumbidos, calor o decoloración. La interrupción del uso reduce la exposición mientras se determina el origen de la falla.

3. El amarilleo o manchas muestran daños por calor

Las zonas amarillentas, oscurecidas o con marcas alrededor del enchufe pueden asociarse con el recalentamiento. La ESFI también enumera las placas descoloridas entre las advertencias de una sobrecarga eléctrica o instalación que necesita revisión.

El deterioro visual puede aparecer junto con una demanda excesiva en un circuito, conexiones flojas o piezas dañadas, de acuerdo con Clemente. No debe cubrirse la marca ni asumirse que se trata de un problema estético: la señal exige suspender el uso y recurrir a un profesional habilitado.

4. Un olor a quemado exige desconectar y no volver a usar el punto

El olor a aislante caliente, plástico quemado o goma puede proceder de cables o componentes que se han sobrecalentado. La NFPA pide contactar a un electricista o al responsable de la vivienda ante un olor a quemado o a goma proveniente de un aparato, además de un tomacorriente tibio o descolorido.

La recomendación es desenchufar los equipos conectados sin tirar del cable y evitar el tomacorriente hasta la inspección. No se debe intentar resolver el desperfecto mediante arreglos caseros, ya que el origen puede estar detrás de la pared. La CPSC advierte que los cables y enchufes sobrecalentados pueden emitir olor, humo o incluso fundirse.

5. Las chispas son una señal para actuar de inmediato

Las chispas visibles en un tomacorriente requieren atención inmediata. La NFPA las incorpora a su lista de alertas para llamar a un electricista calificado, y la ESFI las vincula con riesgos de sobrecarga o fallas de cableado.

Para prevenir exigencias innecesarias sobre un circuito, las instituciones consultadas sugieren:

• Conectar los electrodomésticos grandes directamente a una toma de pared.
• Evitar el uso de extensiones y multiplicadores para esos equipos.
• Enchufar un solo aparato que produce calor por tomacorriente a la vez.
• Pedir una evaluación de la instalación si los interruptores se disparan con frecuencia o las luces parpadean.

Estas precauciones son especialmente relevantes en viviendas con sistemas eléctricos antiguos, que pueden no responder a las demandas de los dispositivos actuales. Ante cualquiera de las cinco señales, la intervención debe quedar en manos de un electricista calificado.

Las facturas de electricidad —históricamente ignoradas en las campañas electorales estadounidenses— se convirtieron en uno de los temas centrales de las elecciones de medio término de 2026, a medida que el alza sostenida de las tarifas residenciales y la expansión de los centros de datos de inteligencia artificial pusieron bajo presión a reguladores, gobernadores y legisladores en todo el país.

Según datos de la Administración de Información Energética (EIA) de Estados Unidos, los precios residenciales de electricidad acumularon un incremento de más de 10% desde el 2025, superando el ritmo de aumento de otros bienes y servicios.

En estados políticamente disputados como Ohio, Míchigan y Pensilvania —que también concentran buena parte del despliegue de nuevos centros de datos—, las tarifas crecieron hasta tres veces la tasa de inflación. En Ohio, el alza acumulada en dos años superó el 20%.

El malestar ciudadano ya se refleja en encuestas. Un sondeo de ABC News, The Washington Post e Ipsos encontró que el 57% de los estadounidenses considera que sus servicios públicos son inasequibles, frente al 45% que pensaba lo mismo en febrero de este año.

Las “utilities” solicitaron un récord de USD 31.000 millones en aumentos tarifarios ante los reguladores

Las empresas de servicios públicos —sometidas a regulación estatal— presentaron este año solicitudes de aumento de tarifas ante reguladores por un total que podría igualar el récord histórico de USD 31.000 millones registrado en 2025, una cifra que duplicó el récord anterior, según un relevamiento de PowerLines, organización sin fines de lucro que impulsa reformas en política regulatoria a favor de los consumidores.

A eso se suma una proyección de inversiones de capital cercana a USD 1,3 billones en los próximos cinco años, según un análisis de S&P Global’s Regulatory Research Associates.

Buena parte de esa expansión está impulsada por la demanda de los centros de datos de inteligencia artificial. Arizona Public Service, la mayor utility de Arizona, solicitó un aumento tarifario del 14%; Tucson Electric Power, la segunda en importancia, pidió un 13%.

En Luisiana, la Comisión de Servicios Públicos (PSC) ya aprobó tres plantas de gas natural para un megacomplejo de centros de datos de Meta valuado en USD 50.000 millones, con una capacidad total proyectada de 7,5 gigavatios, suficiente para abastecer siete veces a Nueva Orleans.

Las comisiones reguladoras de nueve estados tienen escaños en juego en noviembre

Casi todos los estados donde los ciudadanos eligen directamente a sus reguladores de servicios públicos, tienen escaños en disputa en las elecciones de noviembre. En total, 19 cargos de comisiones de servicios públicos están en juego en nueve estados, entre ellos Georgia y Arizona, dos de los mercados de centros de datos con mayor crecimiento en el país.

Además, en los 36 estados donde se elige gobernador este año, el resultado definirá quién designa a los comisionados en las jurisdicciones donde esos cargos no son electivos.

Los comisionados de servicios públicos determinan cuánto pagan los usuarios por la energía y bajo qué condiciones los centros de datos se conectan a la red eléctrica. Charles Hua, director ejecutivo de PowerLines, describió la envergadura del momento en Politico: “Quien gane estas elecciones presidirá, posiblemente, el período más crítico para el sistema eléctrico desde su propia fundación”.

Georgia fijó en 2025 el precedente que hoy replican otras contiendas estatales

El antecedente más influyente del ciclo electoral actual es el de Georgia. En 2025, la PSC del estado aprobó seis aumentos tarifarios en dos años, en gran medida para financiar los dos reactores nucleares de la planta Vogtle, el proyecto de infraestructura más costoso de la historia de Estados Unidos, con un costo final de USD 35.000 millones. Los hogares georgianos pagaron en promedio USD 516 más por año entre 2023 y 2025.

Ese contexto permitió a los demócratas derrotar a dos comisionados republicanos en una elección histórica. La victoria estableció un modelo que grupos progresistas y organizaciones ambientalistas buscan replicar en Arizona, Luisiana y Alabama, donde también hay escaños en juego este noviembre.

Como respuesta, la legislatura de Alabama —de mayoría republicana— modificó la estructura de su comisión reguladora antes de las elecciones: amplió el número de miembros de tres a siete e incorporó cuatro designaciones directas del gobernador, una medida que ya enfrenta impugnaciones judiciales.

Gobernadores de varios estados intervinieron directamente sobre las tarifas antes de los comicios

La presión sobre las utilities no se limitó a las campañas. Varios gobernadores usaron su autoridad política para forzar cambios antes de las elecciones. En abril, el gobernador de Pensilvania, Josh Shapiro, logró que la empresa PECO Energy Company retirara su solicitud de aumento tarifario ante los reguladores estatales, un movimiento que, según su campaña, podría reducir las facturas futuras hasta USD 34 por mes.

Shapiro luego envió cartas a otros directivos del sector exigiendo cambios en la justificación de gastos y rendimientos sobre el capital invertido.

Jamie Van Nostrand, investigador senior del Centro Kleinman de Política Energética de la Universidad de Pensilvania y ex titular del Departamento de Servicios Públicos de Massachusetts, señaló en Reuters que “los gobernadores están usando esta crisis de asequibilidad energética como una oportunidad para revisar en profundidad el modelo regulatorio de las utilities y evaluar si tiene sentido”.

En Nueva Jersey, la gobernadora Mikie Sherrill había instalado el tema como eje de su campaña en 2025, con la promesa de congelar las tarifas, medida que aplicó el mismo día de asumir. Por parte de Virginia, la gobernadora Abigail Spanberger tomó un camino similar. Ambas gestiones son hoy referencia para candidatos que buscan capitalizar el descontento en sus propios estados.

La industria advierte que limitar las tarifas puede comprometer la inversión en electricidad

Las empresas del sector alertan sobre las consecuencias de largo plazo de las intervenciones políticas sobre las tarifas. Drew Maloney, presidente del Instituto Edison Electric (EEI), organización que agrupa a las utilities privadas, sostuvo que “la red eléctrica es la máquina más grande de Estados Unidos y no funciona según los calendarios electorales”, en declaraciones a Reuters. Además, agregó: “Requiere inversión constante cada año para proveer energía confiable”.

La agencia calificadora Fitch degradó en junio la perspectiva del sector de utilities de América del Norte de “neutral” a “en deterioro”, al mencionar explícitamente la presión política de las elecciones de medio término para limitar tarifas y ganancias.

Para una industria que planifica en décadas, las medidas de corto plazo orientadas al bolsillo de los hogares generan incertidumbre sobre el financiamiento de la expansión de la red que la propia demanda de los centros de datos hace necesaria.

El ejecutivo Hua anticipó que los efectos concretos de las elecciones sobre la regulación del sector recién se verán después de noviembre: “La sustancia real vendrá después de los comicios”.

El desarrollo de nuevos proyectos solares en Perú dependerá de su capacidad para asegurar contratos de largo plazo, acceder a redes de transmisión y obtener condiciones regulatorias que permitan financiar las inversiones. El país cuenta con una cartera de 13 centrales solares con concesión definitiva que prevé inversiones por USD 1.805,9 millones, según datos del Ministerio de Energía y Minas (MINEM).

La expansión de esta tecnología se apoya en condiciones naturales favorables y en la necesidad de ampliar la oferta eléctrica. Aun así, el recurso solar y los costos competitivos de generación no alcanzan para garantizar que una iniciativa llegue a construirse.

“Uno de los principales desafíos es cerrar la brecha entre el atractivo técnico de los proyectos y su viabilidad comercial. Tener un buen recurso solar y costos de generación competitivos no garantiza, por sí solo, que un proyecto pueda desarrollarse y financiarse”, afirmó Juan Salinas, gerente general de Fenix, en referencia a la agenda de Expo Solar Perú 2026.

La cartera solar proyecta 2.402 MW de capacidad adicional

El MINEM informó que los 13 proyectos solares con concesión definitiva suman una capacidad proyectada de 2.402 megavatios (MW). Si estas iniciativas ingresan de manera progresiva al sistema, la capacidad solar instalada en Perú podría alcanzar los 3.490 MW hacia 2028.

El avance de esa cartera depende de varios factores. Entre ellos figuran los permisos, la disponibilidad de infraestructura de transmisión y la posibilidad de cerrar contratos que otorguen previsibilidad a los desarrolladores y a las entidades financieras.

La contratación de energía y potencia aparece como uno de los principales puntos de discusión. La generación solar depende de la radiación disponible durante el día, por lo que enfrenta limitaciones para respaldar compromisos de potencia firme bajo el marco regulatorio vigente.

Esa condición puede reducir su participación en determinados mecanismos de contratación. También dificulta el acceso a acuerdos de largo plazo, que suelen ser necesarios para respaldar la inversión inicial y estructurar el financiamiento de las centrales.

La transmisión eléctrica condiciona la llegada de capitales

La disponibilidad de redes es otro elemento central para el crecimiento de la generación solar. Las nuevas centrales requieren líneas capaces de transportar la electricidad desde las zonas de producción hacia los centros de consumo.

Las restricciones en algunos puntos de la red pueden retrasar proyectos o elevar sus costos. Por ese motivo, el desarrollo de infraestructura de transmisión debe acompañar el aumento de la capacidad renovable, en especial en regiones donde se concentra el interés por instalar plantas solares.

El crecimiento de la demanda eléctrica y la búsqueda empresarial de fuentes competitivas abren espacio para estas inversiones. Sin embargo, los perfiles de consumo se extienden más allá de las horas de mayor radiación, lo que obliga a incorporar alternativas que complementen la oferta solar.

“Desde la perspectiva de un generador, la oportunidad no está únicamente en vender energía solar, sino en diseñar una oferta integral que combine competitividad, confiabilidad y sostenibilidad”, sostuvo Salinas.

El almacenamiento y otras tecnologías pueden complementar la oferta

La combinación de parques solares con generación eólica, centrales flexibles y sistemas de baterías puede atender demandas en distintos horarios. Estas soluciones permiten responder a los cambios en la producción renovable y a las variaciones del consumo eléctrico.

La conveniencia económica de cada alternativa dependerá de los costos de inversión, las condiciones de los contratos y la valoración que el mercado otorgue a la flexibilidad. También será necesario definir señales económicas que reconozcan los recursos disponibles para sostener la seguridad del suministro.

La incorporación de una mayor proporción de fuentes renovables variables exige adecuar la operación del sistema eléctrico. El proceso incluye ampliar las redes, contar con respaldo para los momentos de menor generación solar y revisar los mecanismos que remuneran la potencia disponible.

Estos temas estarán presentes en la VI Expo Solar Perú 2026, que se realizará el 17 y 18 de noviembre en el Hotel Los Delfines. El encuentro reunirá a representantes de empresas energéticas y entidades vinculadas al sector para abordar oportunidades de inversión, regulación e infraestructura.

Votantes de 10 estados decidirán el martes 3 de noviembre, junto con las elecciones legislativas, si limitan los centros de datos en sus comunidades. Hay al menos 41 medidas en 38 jurisdicciones locales para retrasar, prohibir o endurecer los requisitos de las instalaciones que alimentan la IA, según Ballotpedia.

Ballotpedia es un grupo de investigación sin afiliación partidaria. Su recuento, citado por la agencia Reuters, ubica a Ohio como el estado con más iniciativas de este tipo: 21 propuestas en más de una docena de jurisdicciones.

En Sunbury, cerca de Columbus, una de las medidas prohibiría los centros de datos que consuman más de 25 megawatts de electricidad. Si se aprueba, podría descarrilar el proyecto de Amazon de USD 2.000 millones en esa localidad, según Reuters.

Shannon Kellogg, responsable de políticas públicas de Amazon, apareció en la televisión local en octubre para responder preguntas antes de la votación. Un portavoz de la empresa no quiso decir si las medidas del país afectarán sus planes de expansión.

“Pase lo que pase con cualquier medida, nuestro compromiso con las comunidades donde operamos sigue igual”, afirmó el portavoz, que añadió que Amazon busca construir centros de datos que generen empleo e ingresos fiscales locales.

Electricidad, agua y asma entre los motivos del rechazo

Jessica Baker, organizadora del grupo Conserve Ohio, dijo a Reuters que el apoyo a prohibir ciertas instalaciones viene de demócratas y republicanos. “Todos queremos lo mismo”, afirmó.

Baker explicó que el consumo de electricidad y de agua impulsa la oposición. Aun si las empresas generan su propia energía con turbinas de gas o reactores nucleares, muchos vecinos no quieren las instalaciones cerca por temor a riesgos de salud para los niños, como el asma.

El rechazo también aparece en las encuestas. Una consulta de CNBC publicada el 24 de octubre halló que el 63% de los votantes registrados se opone a un centro de datos de IA a menos de 16km de su casa, y solo el 13% lo apoya.

Entre los republicanos y los votantes cercanos a ese partido, el apoyo a una instalación en la cercanía cae al 24%. Entre los demócratas, el 80% se opone y el 4% apoya. La misma encuesta indica que cerca del 55% de los seguidores del movimiento MAGA quiere que las empresas sigan desarrollando IA avanzada mientras el Congreso la regula.

Los proyectos en construcción siguen creciendo

La capacidad de centros de datos en construcción en Estados Unidos aumentó 48% entre diciembre de 2025 y junio de 2026, medida en gigawatts, según John McWilliams, jefe de análisis de centros de datos de la empresa inmobiliaria Cushman & Wakefield. “Todavía hay zonas donde los proyectos avanzan”, dijo.

Baron Fung, quien supervisa la investigación de infraestructura informática en la firma Dell’Oro Group, anticipó que los desarrolladores buscarían otros terrenos si Ohio aprueba restricciones, en lugar de abandonar los proyectos. Si se cancelan o demoran algunos sitios, la demanda puede trasladarse a otro, dijo.

El sector ya enfrenta esperas de años para conectarse a la red eléctrica y costos de construcción en alza, según Fung. Los votantes de Ohio y de los otros nueve estados darán su respuesta el martes 3 de noviembre.

Después de casi dos décadas de desacuerdos, el Congreso General Guna aprobó iniciar la consulta previa, libre e informada sobre la interconexión eléctrica entre Panamá y Colombia.

La decisión convierte a Gunayala en el segundo de los tres territorios indígenas panameños vinculados al trazado que autoriza este procedimiento, considerado fundamental para avanzar con el proyecto.

La resolución fue adoptada por consenso durante la asamblea celebrada del 21 al 26 de octubre en la comunidad de Dadnaggwedubbir. Por primera vez, las autoridades tradicionales aprobaron formalmente una hoja de ruta para consultar a sus comunidades, con procedimientos definidos conforme a las normas y mecanismos de decisión del pueblo guna.

El documento, identificado como Resolución No. 2, faculta a una comisión designada por el Congreso para organizar las distintas etapas del proceso. Sin embargo, la autorización no significa que las comunidades hayan aprobado la construcción de la infraestructura, sino que aceptaron participar en una evaluación informada sobre sus posibles consecuencias.

Con esta decisión, Gunayala se suma a la comarca de Wargandí, que inició su consulta en agosto, mientras las Tierras Colectivas de Alto Bayano permanecen pendientes de completar ese paso.

Los tres territorios forman parte del corredor previsto para transportar electricidad entre ambos países, atravesando zonas de considerable importancia ambiental y cultural.

La interconexión contempla una línea de transmisión de aproximadamente 500 kilómetros, con capacidad inicial de 400 megavatios. Su recorrido comprende 220 kilómetros terrestres en Panamá, 130 kilómetros submarinos por el Caribe y otros 150 kilómetros en territorio colombiano, utilizando tecnología de corriente directa de alta tensión.

El trazado partirá de la subestación Panamá II, en territorio panameño, y atravesará Alto Bayano, Wargandí y Gunayala hasta llegar a Mulatupu. Desde allí, un cable submarino cruzará hacia Necoclí, en Colombia, antes de continuar hasta la subestación Cerromatoso, ubicada en el departamento de Córdoba.

La importancia estratégica consiste en conectar por primera vez los sistemas eléctricos de Centroamérica y Suramérica, permitiendo transportar energía desde Panamá hacia Colombia y viceversa.

Mediante las redes regionales existentes, el intercambio podría extenderse hacia Ecuador, otros países centroamericanos y México, sujeto a las capacidades de transmisión y acuerdos comerciales correspondientes.

Los gobiernos de Panamá y Ecuador acordaron en septiembre de 2026 impulsar una futura ampliación de la integración energética regional. La iniciativa permitiría aprovechar diferencias de precios, disponibilidad de generación y condiciones climáticas, aunque los beneficios económicos dependerán de los mercados, las tarifas y la regulación aplicable.

El proyecto ha manejado una inversión de referencia de 800 millones de dólares, aunque estimaciones posteriores de sus promotores sitúan el presupuesto entre 1,000 y 1,400 millones. El costo definitivo dependerá de las licencias ambientales, los requerimientos técnicos y la financiación, todavía pendientes de completar.

Su ejecución acumula numerosos retrasos por desacuerdos territoriales, preocupaciones ambientales y falta de consensos comunitarios. También han influido la necesidad de armonizar las regulaciones eléctricas de ambos países, obtener autorizaciones y definir las condiciones financieras para una infraestructura que atravesará áreas sensibles del Darién.

En Gunayala, la oposición tiene antecedentes concretos. En 2015 el Congreso rechazó el trazado propuesto, mientras que en 2018 autorizó estudios sin que prosperara el entendimiento. En marzo de 2023, las autoridades rechazaron el estudio de impacto ambiental y el proyecto, manteniendo las objeciones sobre su territorio.

La posición comenzó a modificarse en marzo de 2026, cuando se derogó aquella resolución, y posteriormente se creó una comisión encargada de preparar la consulta. Las preocupaciones indígenas incluyen la protección de bosques, el respeto a su autonomía, la participación efectiva en las decisiones y los beneficios que recibirían las comunidades.

Entre las principales demandas figura que la infraestructura contribuya a mejorar las condiciones de vida, mediante electrificación rural y acceso vial. Las autoridades han planteado integrar estas necesidades al denominado Corredor Ambiental Sostenible, que combina transmisión eléctrica, caminos y suministro energético para poblaciones históricamente aisladas.

El secretario nacional de Energía, Rodrigo Rodríguez, destacó que el procedimiento debe respetar los tiempos y las decisiones tradicionales. Desde octubre de 2025, su despacho mantiene conversaciones con las autoridades gunas y coordina una mesa interinstitucional integrada por 14 entidades, encargadas de acompañar los aspectos sociales, ambientales y territoriales.

La nueva resolución representa un avance significativo después de años de resistencia, pero todavía quedan etapas decisivas antes de construir. Las consultas comunitarias, los permisos ambientales, los acuerdos regulatorios y el cierre financiero determinarán cuándo podrá ejecutarse la interconexión, cuyo desarrollo lleva más de dos décadas en discusión.

La Corporación Eléctrica Nicaragüense, SA (CENSA), una generadora vinculada al empresario Joaquín Cuadra Lacayo, fue ocupada por la Policía Nacional en Puerto Sandino, León, según fuentes del sector empresarial consultadas por Confidencial. digital.

De acuerdo con esas fuentes, el procedimiento se realizó bajo órdenes de funcionarios de la Procuraduría General de Justicia.

Las instituciones estatales no habían confirmado públicamente la intervención. Cuadra Lacayo, general en retiro y exjefe del Ejército de Nicaragua, y sus socios tampoco respondieron a las solicitudes telefónicas para conocer su posición sobre la medida.

La empresa opera en el kilómetro 68 de la carretera hacia El Velero y forma parte del sistema eléctrico nicaragüense desde 1997. El Centro Nacional de Despacho de Carga mantiene registrada su generación dentro del sistema interconectado nacional y señala que dispone de una reserva superior a 645,000 galones de búnker.

CENSA cuenta con una capacidad instalada de 57 MW. La compañía se presenta en su sitio web como un actor del sector energético de Nicaragua.

La planta elevó su capacidad instalada hasta 57 MW

La generadora comenzó a producir electricidad en mayo de 1997 con una planta de nueve unidades, cada una con una capacidad nominal de cuatro MW. El conjunto alcanzaba inicialmente una capacidad de 36 MW.

En octubre de 2000, la empresa añadió cuatro unidades de siete MW cada una. Con esa ampliación, la planta elevó su capacidad instalada hasta los 57 MW.

Los registros del Centro Nacional de Despacho de Carga incluyen a CENSA dentro del sistema interconectado nacional. El organismo también consigna la reserva de combustible asociada a la generadora situada en Puerto Sandino.

La compañía se define en su sitio web como un actor del sector energético de Nicaragua.

Las razones atribuidas a la ocupación incluyeron obligaciones contractuales y fiscales

Según la información recogida por Confidencial.digital, las autoridades habrían argumentado presuntos incumplimientos en el contrato de suministro eléctrico. También habrían señalado una supuesta mora ante el Instituto Nicaragüense de Seguridad Social y la Dirección General de Ingresos.

Una fuente empresarial sostuvo que las explicaciones técnicas y financieras podrían encubrir un motivo político. Esa interpretación no fue confirmada por las autoridades estatales ni por representantes de la compañía.

“El pecado de fondo es político”, afirmó la fuente al medio. La persona consideró que los eventuales atrasos o deudas podrían recibir un tratamiento distinto si Cuadra Lacayo y sus socios estuvieran alineados con el poder.

La información atribuida a la fuente empresarial no incluye una respuesta de CENSA sobre los señalamientos relacionados con el contrato de suministro, el Instituto Nicaragüense de Seguridad Social o la Dirección General de Ingresos.

La medida ocurrió después de una intervención sobre Rocedes

La actuación sobre CENSA se produjo después de que Rocedes, otra firma asociada con Cuadra Lacayo, fuera sometida a una medida similar. Esa empresa opera bajo el régimen de zona franca en el Parque Industrial Las Mercedes, en Managua.

El caso se suma a antecedentes de compañías presionadas por entidades recaudadoras estatales y de intervenciones sobre firmas mineras o recicladoras que luego fueron entregadas a competidores chinos, según el reporte citado.

El Departamento de Estado de Estados Unidos advierte desde hace años que quienes consideren invertir en Nicaragua deben actuar con “extrema precaución” ante los niveles de inseguridad jurídica del país.

Tras una reforma, los hogares se llenan de mobiliario de alta gama, suelos a estrenar y revestimientos de diseño, mientras dentro de las paredes pervive un cableado obsoleto y potencialmente peligroso. Los propietarios no dudan en desembolsar grandes sumas en decoración, pero escatiman en la renovación de la infraestructura eléctrica que garantiza la seguridad de su vivienda.

“A la gente no le importa gastarse 4.000 euros en un sillón, pero sí en la instalación eléctrica”, lamenta Rodrigo Martín, un electricista de 30 años con amplia trayectoria en el sector, en una conversación con Schneider Electric España. A su juicio, existe un desinterés generalizado por renovar componentes vitales que no quedan a la vista, una actitud que deja a muchos hogares expuestos a fallos técnicos severos.

“Antes se valoraba la pericia del trabajador, pero hoy los clientes miran solo el número final del presupuesto”, asegura Víctor, padre de Rodrigo y electricista con cincuenta años de experiencia en el sector. Esta dinámica empuja a los especialistas a competir en costes, lo que con frecuencia deriva en ejecuciones defectuosas que comprometen la seguridad técnica de la vivienda.

El problema se agrava por la falta de un marco regulatorio exigente. A diferencia de lo que ocurre con el suministro de gas o con las inspecciones periódicas de los vehículos, la revisión de las instalaciones eléctricas en viviendas privadas queda al arbitrio de los dueños. Rodrigo critica esta permisividad: “Es impensable vender un coche sin airbag, pero el cliente busca soluciones mínimas en su instalación eléctrica a pesar de los incendios que causan estas fallas”.

Infraestructuras antiguas para exigencias modernas

La incorporación de equipamiento avanzado somete a las redes a exigencias para las que muchas no están preparadas. Dispositivos de alto consumo, como los puntos de carga para vehículos eléctricos o las instalaciones de placas solares, requieren una capacidad y una estabilidad energética que la infraestructura antigua de un inmueble sencillamente no puede ofrecer.

Al conectar esta tecnología moderna en viviendas sin la adaptación técnica necesaria, los riesgos se multiplican. La sobrecarga en cableados obsoletos aumenta drásticamente la probabilidad de sufrir arcos eléctricos, un fenómeno invisible que se sitúa entre las causas más habituales de incendios en el ámbito doméstico.

Ante este escenario, los profesionales reclaman medidas como la recuperación del carné de instalador autorizado para garantizar la competencia técnica ante la mala praxis. Víctor recuerda un caso en una vivienda con grifos de oro y baños de mármol negro, donde los dueños quisieron recortar en la parte eléctrica: “Pidió interruptores de 50 céntimos. Yo dije: ‘Yo no lo hago porque va a salir ardiendo’. Y me marché”. Pocos días después, la instalación derivó en un principio de incendio.

Los expertos advierten de que las normativas actuales se quedan cortas ante las necesidades del equipamiento electrónico actual. “Si la instalación funciona, la gente no invierte en su actualización”, concluye Rodrigo. Para evitar tragedias, plantea apostar por tecnologías preventivas como los detectores de arco eléctrico, una inversión cuyo coste es residual en el presupuesto global de una obra y que aporta una garantía real frente a los fallos técnicos que amenazan al hogar.

La minería de República Dominicana creció 17.9% en septiembre de 2026, su segunda mayor expansión entre las actividades productivas del mes, impulsada por una mayor extracción de oro, plata y materiales de construcción.

El resultado reforzó su aporte a la generación de divisas, ingresos fiscales, inversiones y empleos, mientras la economía nacional avanzó 5.6% en ese período, según declaraciones del Ministro de Energía y Minas, Joel Santos.

Entre enero y septiembre, la actividad minera acumuló un crecimiento de 5,2%, frente a una expansión de 4,6% de la economía dominicana durante los primeros nueve meses de 2026. El ministro sostuvo que el desempeño confirma el peso del sector dentro de la estructura productiva nacional.

Las exportaciones de oro en bruto sumaron USD 2,392.5 millones entre enero y septiembre, con un aumento interanual de 49.8%. El metal se mantuvo entre los principales productos exportados por el país.

El sector registró un salario promedio mensual de RD$ 78,000 (USD 1,277.64), el doble de los RD$ 39,000 (USD $638.82) estimados como media nacional, según datos de la Tesorería citados por Santos. La diferencia sitúa a la actividad extractiva entre las ramas con mayores remuneraciones.

Oro, inversión extranjera y cambios regulatorios

La minería recibió USD 420.6 millones de inversión extranjera directa al cierre del segundo trimestre de 2026, destinados al desarrollo de proyectos del sector en el país.

Santos afirmó que la actividad genera demanda de bienes y servicios nacionales, con efectos sobre empresas proveedoras y comunidades vinculadas a la industria. “Esto demuestra que la minería sigue siendo uno de los pilares de nuestra economía”, expresó el funcionario.

El Gobierno trabaja en la actualización de la Ley Minera 146-71 para modernizar el marco regulatorio, fortalecer la seguridad jurídica e incorporar disposiciones vinculadas con los desafíos ambientales, fiscales y sociales. La apuesta oficial es avanzar hacia una minería responsable que convierta el potencial geológico en exportaciones, inversiones y empleo.

Líneas, subestaciones y centrales para ampliar la red eléctrica

El Ministerio de Energía y Minas también inspeccionó obras eléctricas en Santo Domingo, Azua, Montecristi, Peravia, María Trinidad Sánchez y Puerto Plata. Las supervisiones estuvieron a cargo de técnicos del Viceministerio de Seguridad Energética e Infraestructura, bajo los procedimientos establecidos en la Resolución 002-14.

En Punta Caucedo, municipio de Boca Chica, los técnicos revisaron la construcción de la línea de transmisión San Felipe, de 345/138 kilovoltios. La obra tendrá 38 kilómetros de extensión y permitirá incorporar 470 megavatios al Sistema Eléctrico Nacional Interconectado mediante la Subestación Cabreto.

En el municipio de San Antonio de Guerra, también en Santo Domingo, se inspeccionó el Parque Fotovoltaico Cabreto. El proyecto contará con una capacidad de generación de 50 MW, una subestación eléctrica de alta tecnología y una línea de transmisión de cuatro kilómetros.

La provincia de Azua concentró revisiones sobre la Subestación Eléctrica Azua II, equipada con dos campos de líneas de 345 kV hacia la Subestación Punta Catalina. La infraestructura también incluye circuitos asociados con las líneas San Juan I, Villar Pando I y II, Levitar I y II, 15 de Azua, Azua II y Cruce Cabral I y II.

En el distrito municipal de Catalina, los equipos supervisaron la línea de transmisión Punta Catalina II-Azua II, de 345/138 kV. El proyecto integra el plan de expansión del Sistema Eléctrico Nacional Interconectado y permitirá evacuar y transferir excedentes de generación de la Central Termoeléctrica Punta Catalina.

Las inspecciones incluyeron las centrales termoeléctricas Manzanillo Gas & Power y Manzanillo Energy, ubicadas en Pepillo Salcedo, Montecristi. Cada planta tendrá una capacidad de 420 MW y operará con tecnología de ciclo combinado a gas natural, para un aporte conjunto de 840 MW.

La Sociedad Peruana de Energías Renovables (SPR) solicitó al Ministerio de Energía y Minas (Minem) que modifique el proyecto de Reglamento de Contrataciones de Electricidad para el Suministro de los Usuarios Regulados de la Ley N.º 32249, con el fin de que las licitaciones de largo plazo se destinen solo a nuevos proyectos de generación.

De acuerdo con la organización, permitir que centrales que ya operan en el sistema compitan por contratos de hasta 15 años puede cerrar el acceso al financiamiento de nuevos proyectos, incluidos los solares y eólicos.

¿Cómo funcionan las licitaciones de electricidad en Perú?

Para empezar, debemos entender cómo funcionan las licitaciones de electricidad en Perú. Una empresa generadora produce energía a partir de gas natural, agua, viento o radiación solar, que luego vende a una distribuidora para atender hogares, comercios y pequeñas industrias.

Estas “ventas” se realizan mediante concursos en los que las distribuidoras contratan el suministro que necesitarán en los próximos años y las generadoras presentan sus ofertas. Los contratos pueden ser de corto, mediano o largo plazo.

La Ley N.º 32249, que llegó para modernizar la Ley N° 28832, estableció que las licitaciones de largo plazo deben convocarse con una anticipación mínima de tres años y pueden derivar en contratos de hasta 15 años.

Las de mediano plazo requieren dos años de anticipación y duran hasta cinco años, mientras que las de corto plazo deben convocarse con un año de anticipación y permiten contratos de hasta tres años.

Ahora, el reglamento debe precisar cómo se aplicarán estas contrataciones, así como las condiciones bajo las cuales las distribuidoras podrán comprar energía, potencia o ambas de forma conjunta. Pero el diablo está en los detalles.

SPR pide que contratos de 15 años sean solo para nuevos proyectos

Que las licitaciones de largo plazo todavía permitan la participación de centrales ya operativas supone un desincentivo para las nuevas inversiones, según Riquel Mitma, vicepresidente de la SPR.

El ejecutivo sostuvo que esas plantas mantienen una ventaja relevante frente a proyectos que aún deben asegurar financiamiento, construir infraestructura e iniciar operaciones.

De acuerdo con Mitma, los contratos de hasta 15 años cumplen una función distinta a los de corto y mediano plazo. Una nueva central necesita asegurar ingresos futuros para acceder a créditos y financiar su construcción, algo que —según explicó— no puede respaldarse con contratos de tres o cinco años.

“Las licitaciones de largo plazo están enfocadas a atraer nuevas inversiones”, dijo a Infobae. A su juicio, si una central ya instalada obtiene esos contratos, desplaza a proyectos que podrían añadir nueva capacidad de generación al sistema.

Una solar puede construirse en alrededor de tres años y una eólica entre cuatro y cinco, mientras que una hidroeléctrica puede requerir entre siete y diez debido a la complejidad de obras, permisos y relación con comunidades, sostuvo.

El portafolio hoy en ejecución es casi 100% renovable

La precisión resulta relevante por la composición de la cartera de generación eléctrica del país. El Ministerio de Energía y Minas (MINEM) ha informado que Perú cuenta con 33 proyectos en ejecución hacia 2036.

Estos proyectos representan inversiones de USD 6.500 millones y más de 5.000 MW de nueva capacidad. Sin embargo, de ese total, 11 son solares, 5 eólicos, 16 hidroeléctricos y solo 1 corresponde a una central térmica a gas natural.

Es decir, 32 iniciativas son renovables si se considera a las hidroeléctricas dentro de esa categoría. Mitma descarta que reservar las licitaciones de largo plazo para proyectos nuevos pueda beneficiar, en la práctica, a esas tecnologías.

“La condición no es que sean renovables, sino que sean proyectos nuevos”, afirmó. “Si hay una planta térmica, que entre, porque el Perú lo que necesita es nueva generación eficiente”.

¿Quiénes quedarían fuera?

De prosperar el pedido de la SPR, las centrales ya operativas de las principales generadoras del país solo podrían competir en los contratos de corto y mediano plazo.

La medida alcanzaría a activos como las térmicas Kallpa y Las Flores, de Kallpa Generación; ChilcaUno y ChilcaDos, de ENGIE Energía Perú; y Ventanilla, Santa Rosa I y Santa Rosa II, de Orygen Perú, además de hidroeléctricas, parques eólicos y plantas solares que ya se encuentren conectados al sistema.

SPR señala que el país cuenta con una cartera de 247 proyectos de energías renovables y sistemas de almacenamiento, con una potencia nominal de 49.644 MW y una inversión estimada de USD 46.859 millones.

De ese universo, alrededor de USD 12.000 millones en iniciativas podrían avanzar en el mediano plazo, según la asociación. “El futuro energético del Perú, queramos o no, es renovable”, sentenció Mitma.

El Súper Niño, el fenómeno climático que generó una fuerte crecida en el río Paraná, ya tiene efectos concretos en la generación eléctrica de la Argentina. La producción de energía en las grandes centrales hidroeléctricas del país creció 31,8% interanual en septiembre, al pasar de 2.662 a 3.508 GWh. Este salto en la fuente más barata de la matriz desplazó a las centrales térmicas que queman combustibles fósiles, lo que produjo una baja en el precio spot de la electricidad de 42,9% en un solo mes, según el Monitor Eléctrico de septiembre de 2026 que elabora RICSA Alyc.

La mayor participación de la generación hidroeléctrica se dio en un contexto en el que el consumo eléctrico del país se mantuvo al alza. Según el mismo estudio, la demanda total alcanzó los 11.210 GWh en septiembre, un 5,4% más que en el mismo mes de 2025, con la Patagonia como la región de mayor crecimiento (+12,3%) y el Gran Buenos Aires —que concentra el 37% de la demanda nacional— en línea con el promedio (+5,4%). A pesar de ese mayor consumo, los costos de generación bajaron, una combinación que el informe explica por el cambio en la composición de la oferta.

El salto hidroeléctrico arrastró a toda la matriz

El crecimiento de la hidráulica no fue un dato aislado. Las centrales hidroeléctricas mayores a 50 MW, que representan el 22% de la potencia instalada del país, aportaron el 31,5% de la generación real del mes, muy por encima de su peso en la capacidad del sistema. Entre las renovables no convencionales, la energía solar acompañó con un alza del 23,4% (de 488 a 602 GWh), mientras que la eólica se mantuvo prácticamente estable (+1,2%).

El conjunto de las energías renovables, que incluye la hidráulica de gran escala, la solar, la eólica y la biomasa, alcanzó el 54,3% de la generación local, con un crecimiento interanual del 20 por ciento.

La contracara fue la caída del despacho térmico, que retrocedió 11,6% interanual, de 4.704 a 4.159 GWh. Cuando las represas generan más, el sistema necesita quemar menos gas y menos gasoil, y eso es lo que ocurrió en septiembre.

Más agua en las represas y un precio que se desplomó

Para entender por qué la crecida del Paraná impacta en el costo de la electricidad hay que mirar cómo funciona el mercado mayorista. El sistema eléctrico cubre la demanda despachando primero las fuentes más baratas —la hidroeléctrica y las renovables— y deja para el final las más caras, que son las centrales térmicas que queman gas o gasoil. El precio spot, lo determina justamente esa última fuente que hace falta encender. Cuando sobra agua en las represas y la generación hidroeléctrica alcanza para cubrir una porción mayor de la demanda, varias de esas centrales térmicas caras directamente no se prenden, y el precio de todo el sistema baja.

Eso es lo que ocurrió en septiembre. Con el Súper Niño que inyectó caudales récord en la cuenca del Paraná, la hidráulica desplazó a buena parte del parque térmico y el precio spot cayó de USD 157,9 a USD 90,1 por MWh en un solo mes, una baja del 42,9%. En junio, cuando los ríos traían menos agua y el sistema dependía más de los combustibles fósiles, el spot había tocado su máximo del año en USD 189 por MWh. En tres meses se redujo a menos de la mitad.

Aun con esa caída, el precio de septiembre sigue un 17% por encima de los USD 77 por MWh que se registraron un año atrás. El costo marginal de operación (CMO), que mide cuánto cuesta producir la última unidad de energía necesaria para cubrir la demanda, acompañó la tendencia y retrocedió 55,9% mensual hasta los USD 62,2 por MWh.

El mercado eléctrico tiene distintos segmentos: el grueso de los hogares se abastece a través del mercado regulado (el 61% de la oferta), mientras que el spot representa el 24% y los contratos entre empresas, el 15% restante. En agosto, el precio spot era un 66% más caro que el del mercado regulado; en septiembre esa brecha se achicó al 19,7%, otra señal de que la mayor disponibilidad de agua abarató los costos en todo el sistema.

El alivio en los costos de generación achicó los subsidios

La baja en los costos de generación se trasladó al esquema de subsidios. De cada $100 que cuesta generar la electricidad que consume un hogar promedio, en agosto el usuario pagaba $57 y el Estado ponía los $43 restantes. En septiembre, esa relación cambió: el usuario pasó a cubrir $74 y el Estado, $26. Esa brecha de subsidios del 26% fue la más baja de todo 2026, según el informe de Ricsa.

El recorte no se explica por un aumento de tarifas, sino por la caída del costo real de referencia del segmento residencial, que bajó 20,4% en el mes, una reducción que coincide con el salto de la generación hidroeléctrica y la menor necesidad de térmicas.

El mapa de subsidios, sin embargo, muestra marcados contrastes según el tipo de usuario. Quienes reciben el subsidio de base cubren apenas el 32% del costo real. Los usuarios sin subsidio y quienes superan el umbral de consumo base, en cambio, ya pagan por encima del costo pleno, con coberturas del 111% y el 112% respectivamente. El Precio Estacional (PEST) vigente se ubicó en $110.530 por MWh, un 58,4% por encima de septiembre de 2025.

Según la Entidad Binacional Yacyretá, el Súper Niño se extendería al menos hasta principios de 2027. Si eso se cumple, los caudales del Paraná seguirían por encima de lo normal y la generación hidroeléctrica continuaría desplazando a las centrales térmicas más caras, lo que sostendría la tendencia a la baja en los costos de generación.

Eso, sin embargo, no significa que la factura de luz de los hogares vaya a bajar. La mayoría de los usuarios residenciales paga el Precio Estacional que fija la Secretaría de Energía, que en septiembre acumulaba una suba del 58,4% interanual. El menor costo de generación, hasta ahora, se tradujo sobre todo en un alivio para las cuentas del Estado —que redujo los subsidios a su piso del año— más que en un ahorro directo para los consumidores.

El recibo de luz de la Comisión Federal de Electricidad (CFE) podría aumentar para usuarios en algunos estados de México tras el término del subsidio de verano que amplía los rangos de consumo con menor costo durante los meses de altas temperaturas. El ajuste aplica al terminar el mes octubre, el día 31 y se verá reflejado en los siguientes periodos de facturación.

El aumento no será igual para todos los hogares. El monto final depende de la tarifa doméstica asignada, los kilowatts-hora consumidos y el uso que se mantenga de equipos como aire acondicionado, minisplits, ventiladores, refrigeradores y bombas de agua.

Las localidades donde concluye el esquema se localizan en los siguientes estados:

• Baja California
• Baja California Sur
• Sonora
• Sinaloa
• Nayarit
• Coahuila
• Nuevo León
• Tamaulipas
• Chihuahua

El subsidio también puede aplicarse en municipios de otras entidades, de acuerdo con los registros climáticos validados por las autoridades energéticas. Su alcance varía según la localidad y la tarifa doméstica que tenga asignada cada usuario.

El cobro cambia al volver a los rangos regulares

Durante la temporada de calor, las tarifas domésticas de CFE en localidades con temperaturas elevadas cuentan con bloques de consumo subsidiados más amplios. Esto permite que una mayor cantidad de electricidad se cobre con precios preferenciales.

Cuando el programa termina, los usuarios regresan a los rangos vigentes fuera de la temporada cálida. Si una vivienda conserva el mismo nivel de consumo, una mayor proporción de los kilowatts-hora puede pasar a bloques con un costo superior.

La diferencia será mayor en hogares que mantengan encendidos durante varias horas aparatos de alto consumo. El aire acondicionado y los minisplits suelen ser los equipos que más elevan el gasto eléctrico en zonas donde el calor permanece durante el otoño.

El retiro del subsidio tampoco significa que CFE aplique un incremento único o automático a cada tarifa. El recibo se calcula de acuerdo con el consumo registrado durante el bimestre, la clasificación tarifaria del domicilio y los límites de cada bloque.

INEGI registra alzas en el consumo energético y aumenta inflación

El Instituto Nacional de Estadística y Geografia (INEGI) afirmó que la inflación general anual se ubica en 3.62% durante la primera quincena de octubre de 2026. En ese periodo, el Índice Nacional de Precios al Consumidor aumenta 0.41% frente a la quincena previa.

El componente de energéticos y tarifas autorizadas por el gobierno sube 1.85%. La electricidad es el producto con mayor incidencia al alza, con una variación quincenal de 18.51%.

El instituto atribuye este aumento a la conclusión del subsidio de verano en 18 ciudades: Mérida, Monterrey, Acapulco de Juárez, Torreón, Veracruz, Villahermosa, Tampico, Monclova, Chetumal, Iguala, Tepic, San Andrés Tuxtla, Campeche, Tehuantepec, Ciudad Acuña, Cancún, Coatzacoalcos y Tuxtla Gutiérrez.

Las entidades con las mayores variaciones quincenales son Tabasco, con 2.13%; Yucatán, con 1.27%; Quintana Roo, con 1.17%; Campeche, con 1.02%; y Coahuila, con 1.01%. El INEGI precisa que el alza de electricidad está vinculada con el regreso a las tarifas regulares tras el fin del programa estacional.

Las energías renovables ganan músculo en España. El sector cerró 2025 con 140.621 empleos, un 5,6% más que el año anterior, y una contribución de 17.501 millones de euros al Producto Interior Bruto (PIB), equivalente al 1,04% de la economía nacional. Sin embargo, pese al récord de nueva potencia instalada, el sistema desperdicia cada vez más energía renovable por las limitaciones para integrarla y aprovecharla.

Estos datos forman parte del Estudio del Impacto Macroeconómico de las Energías Renovables en España 2025, elaborado por Deloitte y presentado por la Asociación de Empresas de Energías Renovables (APPA Renovables). El informe destaca el papel de estas energías en la creación de empleo, la competitividad empresarial y la reducción de la dependencia energética exterior, pero advierte de que mantener la tendencia exige inversiones sostenidas y cambios en el funcionamiento del sistema eléctrico.

“Las renovables son una ventaja competitiva para España: generan actividad, crean empleo y permiten que nuestras empresas dispongan de energía competitiva con una menor exposición a los combustibles fósiles importados”, afirma Santiago Gómez Ramos, presidente de APPA Renovables. El reto —considera— ahora es “consolidar esa ventaja con una política energética e industrial estable, que conecte el despliegue renovable con la electrificación de nuestra economía y el desarrollo de nuestra cadena de valor”.

El empleo crece al calor de las nuevas instalaciones

El mercado laboral renovable sumó 140.621 puestos de trabajo durante 2025. De ellos, 90.797 fueron empleos directos, un 6,1% más que en 2024, mientras que el empleo indirecto —el asociado a la demanda de bienes y servicios de otras actividades— aumentó un 4,5%. La evolución confirma la capacidad del sector para movilizar actividad más allá de las empresas que producen electricidad.

La energía solar fotovoltaica destinada a la venta a red encabezó la creación de empleo, con 3.793 nuevos puestos, seguida de la eólica, que incorporó otros 1.731. También registraron avances el hidrógeno renovable, los biocarburantes, la aerotermia y el almacenamiento, actividades que amplían el alcance industrial de la transición energética.

José María González Moya, director general de APPA Renovables, considera que alcanzar los 140.621 empleos, con un crecimiento del 5,6%, “es una señal positiva de recuperación”. Incide en que la construcción de nuevas instalaciones “tiene un peso relevante en esta evolución, y para sostener estos niveles necesitamos una cartera de proyectos con continuidad y una cadena de valor que mantenga su actividad en fabricación, ingeniería, operación y mantenimiento”. A su juicio, también “será fundamental en los próximos años el desarrollo de las renovables asociadas a la bioenergía, como el biometano y los biocarburantes”.

Más de 17.500 millones para la economía española

La aportación de las renovables al PIB alcanzó los 17.501 millones de euros corrientes. De esa cantidad, 12.687 millones procedieron de la actividad directa del sector y otros 4.814 millones correspondieron al impacto indirecto sobre el resto de la economía. El resultado se apoyó en un año récord de instalación, con 12.520 megavatios de nueva potencia, y en unos precios mayoristas de la electricidad algo más favorables que los de 2024.

Más allá de su contribución directa a la producción y el empleo, el sector genera ahorros que se extienden a consumidores y empresas. Su impacto se refleja tanto en el mercado eléctrico como en la reducción de las compras de petróleo, gas y otros combustibles en el exterior, dos factores que condicionan la competitividad de la economía española.

En concreto, la generación renovable permitió ahorrar unos 7.589 millones de euros en el mercado diario de electricidad durante 2025, un 8,8% más que en el ejercicio anterior, según el informe. El ahorro estimado fue de 60,71 euros por megavatio hora (MWh) comercializado. Frente al precio medio del mercado, situado en 65,28 euros por MWh, el estudio calcula que, sin la aportación renovable, habría rondado los 126 euros.

El mecanismo es relativamente sencillo: al entrar en el mercado con costes de generación generalmente inferiores a los de las centrales que utilizan combustibles fósiles, las renovables desplazan ofertas más caras y contribuyen a reducir el precio de la electricidad. El cálculo compara el mercado real con un escenario alternativo en el que no existiera generación renovable.

El ahorro se extiende a la balanza comercial. Al considerar la producción eléctrica, los usos térmicos y el transporte, las renovables evitaron importar 24,9 millones de toneladas equivalentes de petróleo, valoradas en 14.814 millones de euros. El informe advierte de que, sin ese efecto, la factura de las importaciones fósiles habría agravado un déficit comercial energético de 29.292 millones de euros, en un contexto en el que el saldo comercial total fue negativo en 57.055 millones.

A esos beneficios se suma la reducción de emisiones. Las renovables evitaron la liberación de 69,2 millones de toneladas de CO₂ equivalente, lo que se asocia a un ahorro de 5.115 millones de euros en derechos de emisión.

Para González Moya, los ahorros eléctricos y las importaciones evitadas “muestran cómo las renovables benefician al conjunto de la economía”. El experto subraya que contener el coste de la energía y reducir las compras de combustibles al exterior “mejora las condiciones en las que compiten nuestras empresas; por ello, debemos trabajar para reducir los vertidos y establecer mecanismos para que el impacto de las horas a precio cero no amenace la sostenibilidad del sistema”.

El gran desafío: aprovechar la energía que ya se produce

La principal advertencia del informe está en la energía que el sistema no consigue aprovechar. Los vertidos en el sistema eléctrico peninsular alcanzaron los 19,69 teravatios hora (TWh) en 2025, incluida la componente de tiempo real. La cifra representa un aumento del 55,2% respecto a 2024, lo que supone que, en 2025, el 17% de la energía renovable del país, fundamentalmente eólica y solar, “se tiró a la basura”, afirmó González Moya en declaraciones recogidas por Europa Press. “No puede ser que se esté desperdiciando una cuarta parte de la energía renovable. Es como si le decimos a los países del Golfo que el 25% de sus reservas las quemen”.

En la misma línea, Santiago Gómez recalcó que el crecimiento de los vertidos de energía es “especialmente preocupante”, ya que es energía disponible en las instalaciones que podría producir y que “se está dejando de aprovechar”. Advirtió que en España se desperdicia cada año la energía renovable “suficiente para abastecer 6,3 millones de hogares”.

Récord de potencia instalada

El problema de los vertidos se produjo pese al récord de nueva potencia instalada. Según los datos de APPA Renovables, la generación renovable apenas creció un 1%, mientras que la producción eléctrica con gas aumentó más de un 16%. Además, el 90% del incremento de las restricciones técnicas se concentró en las centrales de ciclo combinado, una señal de las tensiones que afronta el sistema para ajustar generación, demanda y capacidad de las redes.

La asociación reclama acelerar la electrificación de la industria, el transporte y los edificios, además de reforzar el almacenamiento, la gestión de la demanda, las redes y las interconexiones. También defiende impulsar las renovables térmicas, los biocarburantes y los gases renovables para sustituir combustibles fósiles en actividades que no dependen exclusivamente de la electricidad.

El gasto mundial en centros de datos superará el billón de dólares en 2026 y se duplicará hasta los USD 2,1 billones en 2028, estimó BofA Global Research en un informe, impulsado por la demanda creciente de servicios de inteligencia artificial.

El banco calculó que el mercado global de centros de datos, valuado en USD 275.000 millones en 2022, podría alcanzar los USD 2,93 billones en 2030, más de diez veces su tamaño de hace ocho años.

Según sus analistas, la expansión ligada a la IA generará una tasa de crecimiento anual compuesta del 37% entre 2025 y 2030.

El diagnóstico de BofA se suma a otras proyecciones sobre el ritmo de inversión en infraestructura para inteligencia artificial.

La consultora PwC estimó, en un informe independiente, que el gasto mundial en centros de datos podría superar los USD 30 billones hacia 2050 a medida que la tecnología se expanda a más sectores de la economía.

Los fabricantes de chips y los desarrolladores de servidores figuran entre los principales beneficiados del auge de infraestructura para IA, en particular en Estados Unidos, de acuerdo con el informe de BofA.

El gasto también se volvió una fuente de ingresos de rápido crecimiento para empresas industriales que producen generadores, equipos de construcción, tableros eléctricos y sistemas de refrigeración, rubros que hasta hace poco quedaban al margen del negocio de la inteligencia artificial.

Cuánto cuesta construir un centro de datos

BofA calculó que levantar un centro de datos cuesta en promedio USD 49 millones por cada megavatio de capacidad, de los cuales el 78% corresponde a gastos de equipamiento informático.

Los servidores son el componente más caro, con USD 31,4 millones por megavatio, seguidos por el equipamiento de redes, con USD 4,8 millones.

El resto de las funciones, como tableros eléctricos, distribución de energía, generadores de respaldo y sistemas de refrigeración, cuesta entre USD 100.000 y USD 1,1 millones por megavatio, según el desglose del banco.

Ese 22% restante del presupuesto es el que sostiene a la cadena de proveedores industriales ajena al negocio de los chips.

Esa estructura de costos explica por qué el crecimiento del sector no solo favorece a los fabricantes de semiconductores, también a una cadena de proveedores que hasta hace pocos años quedaba fuera del centro de la conversación sobre inteligencia artificial.

Los centros diseñados para IA cuestan más

Las instalaciones conocidas como neoclouds, centros de datos diseñados específicamente para cargas de trabajo de inteligencia artificial, tienen un costo estimado de USD 57 millones por megavatio, por encima del promedio general del sector.

BofA explicó que estas instalaciones requieren menos espacio físico que los centros de datos tradicionales, aunque demandan una infraestructura eléctrica y de cómputo más especializada.

La diferencia de costo responde a la densidad de potencia y al tipo de hardware instalado. Dos centros con capacidad eléctrica similar pueden tener presupuestos de construcción muy distintos según los procesadores, el sistema de enfriamiento y la red que utilicen, señaló el banco en su desglose técnico.

A medida que se expande el uso de inteligencia artificial, los operadores de estas instalaciones deberán prestar más atención a cuán eficientemente convierten cada megavatio de electricidad en capacidad de cómputo utilizable, señaló el informe.

Lo que comenzó como una carrera por asegurar chips avanzados se transformó en una ola de inversión en construcción e infraestructura que, según el banco, ya beneficia a sectores industriales alejados de Silicon Valley.

El informe advirtió que sostener el ritmo de inversión proyectado hasta 2030 dependerá del acceso a electricidad, equipos, financiamiento y capacidad de construcción disponibles, factores que podrían frenar la expansión si no logran acompañar la demanda estimada para 2028.

La mandataria indicó que encargó al Ministerio de Energía y Minas (Minem) revisar la viabilidad de esta alternativa y coordinar con los organismos reguladores. El planteamiento surgió tras un pedido de autoridades locales, quienes demandaron beneficios para la población de una región vinculada a la generación eléctrica.

La propuesta fue mencionada durante una actividad en las Pampas de Clemesí, donde el Ejecutivo inauguró una obra que llevó electricidad a tres localidades rurales. El proyecto demandó cerca de S/ 3 millones y permitió realizar 385 conexiones para 1.540 pobladores, de acuerdo con información difundida por El Peruano.

Gobierno plantea revisar una tarifa eléctrica adecuada para Moquegua

Fujimori sostuvo que Moquegua cumple un papel relevante en la producción de energía y consideró que sus habitantes deben recibir beneficios relacionados con ese potencial. “Las personas que viven en Moquegua, que es la región que produce tanta energía, tengan una tarifa adecuada”, declaró ante la prensa.

La jefa de Estado señaló que el mecanismo será evaluado como un subsidio cruzado. Este sistema implicaría revisar la estructura tarifaria para aplicar un beneficio a determinados usuarios, aunque no precisó los criterios, el universo de beneficiarios ni el eventual impacto sobre otras tarifas eléctricas.

Según las declaraciones recogidas por Exitosa Noticias, la presidenta pidió al ministro de Energía y Minas, Guillermo Shinno, conversar con los organismos reguladores para analizar la propuesta. Hasta el momento, no se informó sobre un plazo para concluir la evaluación ni sobre una iniciativa normativa concreta.

Electrificación rural alcanzó a tres localidades de Mariscal Nieto

El anuncio se produjo durante la puesta en marcha del proyecto de electrificación rural en Pampas de Clemesí. La intervención benefició a familias de la Asociación de Productores Agropecuarios de Pampas de Moquegua, la Agrupación Poblacional Los Ficus y la Asociación Irrigación Clemesí-Moquegua.

La obra fue ejecutada por el Ministerio de Energía y Minas, a través de la Dirección General de Electrificación Rural. Incluyó redes primarias de 33 kV y redes secundarias de 380/220 V para llevar el suministro eléctrico a las viviendas de las tres zonas.

Como parte de las intervenciones vinculadas al proyecto, la empresa Orygen habilitó la subestación Rubí. Esta infraestructura permitió la conexión y la construcción de la línea de transmisión de 33 kV que alimenta las redes primarias instaladas en el área.

Durante la ceremonia, Fujimori vinculó el acceso a la electricidad con actividades cotidianas de las familias. “Tener energía significa tener progreso, tener la capacidad de estudiar de noche, guardar nuestros alimentos en una refrigeradora y que no se malogren”, afirmó.

Reservorios y carreteras también forman parte de los pedidos regionales

La presidenta también se refirió a la demanda de nuevos reservorios en Moquegua. Indicó que solicitará información sobre la viabilidad y los plazos de los proyectos para definir cuáles podrían avanzar, luego de que autoridades regionales plantearan la necesidad de ampliar la infraestructura hídrica.

En su intervención, mencionó que la región cuenta con la represa Pasto Grande y señaló que el Gobierno buscará revisar las propuestas pendientes. También pidió a la gobernadora regional, Gilia Gutiérrez, remitir los proyectos priorizados sobre reservorios y carreteras.

La visita incluyó una reunión en la Institución Educativa Jorge Sanjinez, donde docentes expusieron sus principales demandas. La presidenta se comprometió a mejorar las oportunidades de acceso a herramientas tecnológicas para la comunidad educativa.

Paraguay se convirtió este viernes en el 26° país firmante de la Declaración Pax Silica, una iniciativa impulsada por Estados Unidos que busca vincular recursos estratégicos y capacidad energética con el desarrollo de infraestructura tecnológica en el continente americano.

La adhesión se formalizó durante una ceremonia en el Departamento de Estado, en Washington D. C., según informó la Oficina del Portavoz del gobierno estadounidense. El ministro de Relaciones Exteriores paraguayo, Rubén Ramírez Lezcano, suscribió el documento en representación de su país.

El acto contó con la participación del subsecretario de Estado para Asuntos Económicos de Estados Unidos, Jacob Helberg, quien acompañó el inicio formal de la participación paraguaya en el mecanismo.

Paraguay fue el firmante número 26 de la iniciativa promovida por EEUU

El Departamento de Estado señaló que la incorporación de Paraguay eleva a 26 el número de países adheridos a Pax Silica. La declaración reúne a gobiernos que buscan coordinar capacidades vinculadas a minerales considerados estratégicos, energía y tecnología.

La iniciativa apunta a la construcción de infraestructura para superinteligencia en las Américas, de acuerdo con la comunicación oficial estadounidense. El término alude a instalaciones y recursos necesarios para sistemas informáticos de alta capacidad, aunque el comunicado no detalló proyectos concretos, plazos de ejecución, inversiones previstas ni empresas que podrían participar.

El gobierno de Estados Unidos indicó que Paraguay y Washington reafirmaron su compromiso de aprovechar dos activos del país sudamericano: sus minerales críticos y su generación hidroeléctrica.

La referencia a los minerales críticos se vincula con materias primas que tienen aplicaciones en sectores industriales y tecnológicos. El comunicado no precisó cuáles serán los recursos que Paraguay pondría a disposición de esta cooperación ni si existirán nuevos acuerdos sobre exploración, extracción, procesamiento o exportación.

La hidroelectricidad paraguaya quedó en el centro del acuerdo

El segundo eje de la adhesión es el potencial energético de Paraguay. La nota de la administración estadounidense remarcó el interés de ambas partes en utilizar la hidroelectricidad paraguaya para respaldar la infraestructura tecnológica prevista dentro de la declaración.

El país cuenta con una matriz eléctrica marcada por la generación de origen hidroeléctrico. Sin embargo, el Departamento de Estado no informó si la nueva alianza contempla la instalación de centros de datos, redes de procesamiento, infraestructura de inteligencia artificial u otras obras específicas en territorio paraguayo.

Tampoco se comunicaron compromisos financieros, metas de producción energética, mecanismos regulatorios o criterios ambientales relacionados con la participación de Paraguay en Pax Silica.

La ceremonia en Washington constituyó, hasta ahora, el único anuncio público sobre la adhesión. La declaración del Departamento de Estado se limitó a confirmar la firma, identificar a los funcionarios presentes y definir la orientación general de la cooperación.

El comunicado tampoco incluyó declaraciones textuales de Ramírez ni de Helberg. La información oficial señaló que la firma dio comienzo a la participación de Paraguay en la iniciativa, sin precisar las próximas reuniones, los organismos técnicos involucrados o las etapas que seguirán tras la adhesión.

La participación paraguaya se inscribe en una agenda estadounidense que vincula la disponibilidad de energía, el acceso a insumos industriales y la expansión de capacidades de cómputo. En este caso, Washington presentó a Paraguay como un socio con recursos minerales y energéticos que podrían aportar a ese objetivo regional.

La definición de “superinteligencia” utilizada por la administración estadounidense aparece en el comunicado como parte del propósito de Pax Silica. El texto no ofrece una descripción técnica del concepto ni fija estándares para los proyectos que podrían desarrollarse en los países firmantes.

Con su incorporación, Paraguay pasa a formar parte de un grupo de 26 signatarios de la declaración. El Departamento de Estado invitó a consultar el sitio oficial de Pax Silica para obtener más información sobre la iniciativa, aunque no adelantó nuevos anuncios vinculados con la adhesión paraguaya.

Ya llega el frío y debes saber que, si subes el termostato al máximo para que la casa se caliente más rápido, estás cometiendo uno de los errores más comunes que cometen los usuarios de calefacción en invierno. Y también uno de los que más encarece la factura energética. Según un análisis de Daikin, fabricante japonés de sistemas de climatización, pequeños descuidos cotidianos —desde la temperatura mal ajustada hasta muebles que bloquean los radiadores— pueden disparar el consumo eléctrico o de gas sin que el hogar llegue a sentirse realmente más cálido.

El primer error tiene que ver con una creencia extendida: que programar el termostato a 30 grados, en un día de frío intenso, calienta la vivienda antes. En realidad, el sistema trabaja más tiempo a máxima potencia para alcanzar esa temperatura, lo que se traduce en un gasto energético mayor sin ninguna ganancia real de confort.

La temperatura recomendada para sentirse cómodo en el interior de una vivienda ronda los 20-22 grados, de acuerdo con los parámetros habituales de eficiencia energética. Superar ese rango no mejora la sensación térmica de forma proporcional, pero sí incrementa el consumo de forma notable, sobre todo en sistemas que deben esforzarse para sostener temperaturas elevadas durante períodos prolongados.

Cada tipo de instalación responde de manera distinta. Los radiadores calientan con rapidez, mientras que el suelo radiante tarda más en reaccionar, pero mantiene el calor de forma uniforme. Los equipos de aerotermia, por su parte, ofrecen el consumo más bajo cuando su potencia se ajusta correctamente al tamaño de la vivienda. Conocer estas diferencias ayuda a evitar exigencias innecesarias al sistema.

Los muebles pegados a los radiadores frenan el calor

El segundo error afecta directamente a la circulación del aire caliente dentro de la vivienda. Un sofá, una cómoda o cualquier mueble voluminoso ubicado frente a un radiador bloquea la difusión del calor hacia el resto de la habitación. El equipo sigue consumiendo la misma energía, pero gran parte de ese calor queda atrapado detrás del mobiliario en lugar de repartirse por el ambiente.

La recomendación es simple: dejar un espacio libre alrededor de cada radiador para que el aire circule sin obstáculos. Esto permite que la temperatura se distribuya de forma más pareja y reduce la necesidad de mantener el sistema encendido durante más tiempo para compensar la pérdida de eficiencia.

Ventanas, puertas y una ventilación mal hecha

El tercer error combina dos descuidos frecuentes: las fugas de aire por ventanas y puertas, y una ventilación excesiva. Las corrientes de aire que se filtran por marcos mal sellados obligan al sistema de calefacción a compensar constantemente la pérdida de temperatura, lo que incrementa el gasto de forma sostenida.

Revisar el estado de burletes y selladores, así como incorporar cortinas gruesas, son medidas de bajo costo que ayudan a retener el calor dentro de la vivienda. A esto se suma el hábito de abrir todas las ventanas durante media hora para ventilar, una práctica que enfría por completo el ambiente y obliga a recalentar la casa desde cero. La alternativa recomendada es abrir solo una o dos ventanas entre 5 y 10 minutos, preferentemente al mediodía o en las horas de mayor temperatura exterior, un gesto suficiente para renovar el aire sin perder el calor acumulado.

El impacto va más allá de la factura

Estos tres descuidos no solo elevan el gasto mensual en calefacción. También aumentan las emisiones de dióxido de carbono asociadas al consumo energético, en particular cuando la vivienda no utiliza fuentes renovables. Ajustar el termostato a una temperatura razonable, liberar el espacio alrededor de los radiadores y sellar las fugas de aire son cambios sencillos que, sumados, reducen tanto el costo económico como la huella ambiental del hogar durante los meses de invierno.

Programar horarios de encendido y apagado del sistema, de forma que funcione poco antes de la llegada a casa y se detenga antes de dormir, completa el conjunto de hábitos que permiten mantener un ambiente cálido sin comprometer mucho el presupuesto familiar.

Las constantes interrupciones del servicio eléctrico provocan un cortocircuito entre el llamado chavismo “originario” y el gobierno interino de Delcy Rodríguez.

La corriente Comunes, conformada por grupos y personalidades de izquierda que se identifican con el proyecto político de Hugo Chávez, convocaron para el martes 27 de octubre una “jornada nacional de protesta contra los apagones” que azotan al país.

“Se llevan el petróleo, nos dejan la oscuridad”, señala el grupo en clara alusión a los contratos firmados por Delcy Rodríguez con el gobierno de Estados Unidos y las transnacionales para explotar el sector de los hidrocarburos.

Bajo la consigna “hay electricidad para los campos petroleros entregados, que también la haya para el pueblo”, el movimiento izquierdista llama a los ciudadanos a salir “a la calle pacíficamente, multitudinariamente, a exigirle al gobierno prioridades y soluciones”.

Comunes propone tomar las sedes de la Corporación Eléctrica Nacional (Corpoelec). “Hagamos piquetes, marchas, plantones… llamemos a la prensa local. Que se haga sentir que aunque estamos a oscuras, no estamos callados”, expresaron en sus redes sociales.

Los constantes apagones, que pueden extenderse por seis horas o más, han generado protestas en distintas zonas de Venezuela. Voceros del régimen chavista afirman que detrás de esas manifestaciones hay “planes políticos” de la oposición para desestabilizar el país.

En su último informe, el Observatorio Venezolano de Conflictividad Social (OVCS) destacó que “la crisis del servicio eléctrico se consolidó durante septiembre de 2026 como uno de los principales factores de conflictividad social en Venezuela”, alcanzando las 531 protestas por electricidad, “lo que representa un incremento de 2.024% respecto a septiembre de 2025, cuando se registraron apenas 25 manifestaciones por esta causa”.

Malestar

El propio ministro de Energía Eléctrica, Rolando Alcalá, ha reconocido que enfrentan una “situación compleja”, mientras anuncia inversiones con el fin de incorporar 1.300 megavatios al sistema para “lograr más estabilidad, más continuidad y menos interrupciones en el servicio de energía eléctrica para todos los usuarios a nivel general”.

La crisis del servicio suma ya más de 15 años. A principios de 2010, el difunto presidente Hugo Chávez decretó una “emergencia eléctrica” que no resolvió el problema y a la postre degeneró en grandes escándalos de corrupción, con la asignación de contratos de manera discrecional y obras que jamás se culminaron.

Los apagones no son el único motivo por el cual los venezolanos se lanzan a las calles por estos días. Sindicatos y gremios también encabezan manifestaciones para exigir mejoras salariales, al tiempo que los familiares de los presos políticos continúan con sus recorridos y vigilias por la liberación de sus seres queridos.

La calefacción puede llegar a representar hasta la mitad del consumo eléctrico de un hogar durante los meses de invierno. El descenso de las temperaturas, sumado a las pocas horas de luz natural y a un mayor tiempo de permanencia en casa, dispara la demanda de electricidad en cada vivienda. Pero no todo depende del precio de la energía; también influye la forma en la que se utilizan los equipos. Por eso, es importante saber cómo mantener el confort en casa, pero sin que la factura se dispare.

La aerotermia multiplica por cuatro el calor que genera a partir de la electricidad

Los radiadores eléctricos tradicionales generan calor a partir de resistencias que exigen un consumo elevado de electricidad. Pero la bomba de calor extrae el calor latente del aire exterior y lo transfiere al interior de la vivienda, un proceso que le permite producir más energía térmica de la que consume en forma eléctrica.

Dentro de esta tecnología, la aerotermia se posiciona como una de las alternativas más eficientes. Según explican desde Iberdrola, puede llegar a multiplicar por cuatro la generación de calor en relación con la electricidad que utiliza, lo que se traduce en un gasto considerablemente menor frente a los sistemas convencionales.

Cada grado de más en el termostato encarece el consumo hasta un 10%

Mantener una temperatura constante de entre 20 ºC y 21 ºC durante el día es suficiente para garantizar una sensación de confort en el hogar. Superar ese umbral tiene un coste directo, ya que por cada grado adicional, el consumo eléctrico puede aumentar entre un 7% y un 10%. Se trata de uno de los ajustes más sencillos de aplicar y, al mismo tiempo, de los que más impacto generan en la factura a final de mes.

Bajar la temperatura por la noche reduce el gasto sin afectar el descanso

Durante las horas de sueño, el cuerpo requiere menos calor ambiente que durante el día. Reducir el termostato a un rango de entre 15 ºC y 17 ºC, o directamente apagar el sistema de climatización, permite reducir el consumo nocturno sin comprometer el bienestar. Esta práctica, combinada con el uso de ropa de cama adecuada, evita que los equipos trabajen de forma innecesaria durante las horas en que la calefacción resulta menos relevante.

El aislamiento térmico evita que el calor generado se pierda

De poco sirve producir calor de manera eficiente si este se escapa por puertas, ventanas o paredes mal selladas. Mejorar el aislamiento térmico de la vivienda es una de las inversiones más rentables a corto-medio plazo, ya que reduce las pérdidas de temperatura y evita que los sistemas de calefacción realicen un esfuerzo adicional para compensar esas fugas. Instalar burletes en marcos de puertas y ventanas, además de bajar las persianas al anochecer, complementa esta medida y contribuye a reducir de forma directa la demanda energética del hogar.

Ventilar diez minutos al mediodía renueva el aire sin enfriar las paredes

La ventilación de los ambientes sigue siendo necesaria incluso en los meses más fríos, aunque conviene hacerla de forma estratégica. Abrir las ventanas durante unos diez minutos en las horas centrales del día, cuando el sol incide con mayor intensidad, permite renovar el aire interior sin que las paredes pierdan el calor acumulado. Aprovechar la luz solar también implica abrir persianas y cortinas durante esas horas, lo que reduce la necesidad de encender la calefacción de manera prematura.

Programar la lavadora en frío reduce el consumo del electrodoméstico

Buena parte de la energía que utiliza una lavadora se destina a calentar el agua. Optar por ciclos en frío o por los programas identificados como ECO permite reducir ese gasto sin afectar la limpieza de la ropa. Esta modificación, aplicable a la mayoría de los modelos actuales, representa un ahorro constante que se refleja en el consumo eléctrico mensual.

Regular el termo eléctrico a 45 °C evita un gasto innecesario

En los hogares que cuentan con termo eléctrico, ajustar la temperatura del agua a 45 °C resulta suficiente para una ducha confortable. Elevar esa temperatura por encima de lo necesario implica un mayor consumo eléctrico sin que exista una mejora real en el confort percibido por el usuario.

Los dispositivos en modo de espera generan un consumo fantasma constante

Los electrodomésticos y aparatos electrónicos que permanecen conectados en modo de espera, aunque no estén en uso, continúan consumiendo electricidad de forma silenciosa. Este fenómeno, conocido como consumo fantasma, suma un importe adicional a la factura que pasa inadvertido para la mayoría de los usuarios. Desconectar los equipos que no se utilizan durante períodos prolongados es una práctica sencilla que contribuye a reducir el gasto eléctrico acumulado durante los meses de invierno.

En Vilaflor, Tenerife, un consorcio público-privado ha detectado indicios de una bolsa hidrotermal con potencial para generar electricidad en Canarias. El pozo de este proyecto de geotermia, perforado en la ladera del Teide, ha alcanzado un récord en España de 3.000 metros de profundidad y ha encontrado agua en un estado inédito: líquida a pesar de encontrarse a más de 100°C, según la información revelada por el Ministerio para la Transición Ecológica. El hallazgo convierte a esta perforación en el sondeo geotérmico más profundo realizado en España desde la década de los 70 y podría abrir nuevas posibilidades para la producción de energía geotérmica en el país.

La perforación se ha realizado en el municipio de Vilaflor, en el sur de Tenerife, a unos 1.400 metros de altitud. El pozo ha superado los 2.700 metros del sondeo realizado anteriormente en Lanzarote, hasta ahora la referencia más profunda del archipiélago en este tipo de exploración. La ejecución ha estado a cargo de Energía Geotérmica de Tenerife (EGT), una agrupación público-privada integrada por el Cabildo de Tenerife, a través del Instituto Tecnológico y de Energías Renovables (ITER) y el Instituto Volcanológico de Canarias (Involcan); la empresa canaria DISA y la firma islandesa Reykjavík Geothermal, que aporta su experiencia en geotermia de alta entalpía.

El proyecto recibió 14,5 millones de euros del Instituto para la Diversificación y Ahorro de la Energía (IDAE) a través del programa VIAGEO, financiado con fondos del Plan de Recuperación, Transformación y Resiliencia y la iniciativa europea Next Generation EU. Esa cifra forma parte de un paquete mayor de 43,2 millones de euros destinado a este sondeo en particular, dentro de una inversión total que supera los 100 millones de euros repartidos entre nueve proyectos de exploración geotérmica profunda en Tenerife, La Palma y Gran Canaria.

Durante el avance de la perforación, los equipos técnicos detectaron fracturas de elevada presión junto a las temperaturas superiores a 100°C, indicios que apuntan a la existencia de una bolsa hidrotermal en el subsuelo. Cerca del 80% de la electricidad que consume Canarias procede de combustibles fósiles y las redes eléctricas del archipiélago no están conectadas con la península, lo que incrementa el interés en diversificar las fuentes de suministro energético local. El propio Ministerio ha destacado que este sondeo es el más avanzado de los nueve proyectos beneficiarios del programa VIAGEO.

La capacidad productiva del yacimiento aún debe comprobarse

Pese a los indicios favorables, todavía se desconoce la temperatura exacta del agua localizada y la dimensión real de la bolsa de fluidos. La capacidad del yacimiento para producir electricidad dependerá de si el vapor generado reúne la temperatura, presión y permeabilidad necesarias para mover una turbina, parámetros que, según el Ministerio, se determinarán en los próximos meses mediante una prueba de producción.

El consorcio EGT prevé realizar un segundo sondeo con una inclinación distinta en la misma parcela y un tercero en otra ubicación de Vilaflor, con el objetivo de precisar el alcance del recurso. La culminación de este estudio está prevista para 2027. Los resultados obtenidos en Tenerife han sido además determinantes para que el Gobierno de Canarias agilice los trámites de los sondeos geotérmicos previstos en La Palma, donde se replicaría el modelo exploratorio aplicado en Vilaflor.

ISA Energía, el operador de transmisión eléctrica de alta tensión más grande del Perú, señaló que la demora en incorporar el enlace de 500 kV Huánuco–Tocache–Celendín–Trujillo dejó al norte con una capacidad insuficiente para transportar energía eficiente desde el centro del país.

En diálogo con Infobae Perú, la CEO de ISA Energía Perú, Brenda Rodríguez, manifestó que la línea troncal que conecta el centro con el norte llegó a su límite operativo, mientras la zona no cuenta con generación local suficiente a costos competitivos. “La línea no tiene más capacidad y el área norte no es autosuficiente en generación eficiente”, afirmó.

La presión sobre la red ya se reflejó en el mercado mayorista. El costo marginal en la barra Piura Oeste reportó en septiembre un aumento aproximado de 347% por kilovatio hora (kWh) respecto a similar mes del año anterior, según registros del Comité de Operación Económica del Sistema Interconectado Nacional (COES).

El incremento del costo marginal no equivale por sí solo a un alza directa en los recibos, pero la congestión también tuvo impacto en las tarifas reguladas. El Osinergmin informó que, desde agosto, las tarifas del Sistema Interconectado Nacional (SEIN) subieron en promedio 3,71% para los usuarios domiciliarios y 5,49% para comerciales e industriales.

El regulador atribuyó el reajuste a mayores costos de generación por la congestión de las líneas eléctricas ante el aumento de la demanda en el norte del país, además de la actualización de cargos vinculados con el respaldo y la seguridad del sistema.

“El proyecto está en tiempo. Lo que sucede es que se necesitaba para 2026; hoy debía estar construido. Pero, por las definiciones del mismo Gobierno, la licitación y el proceso de adjudicación solo se concretaron recientemente y por eso se puede construir hasta 2029”, declaró Rodríguez.

La sobrecarga temporal busca contener la congestión

Ante la saturación, el Gobierno autorizó medidas temporales para ampliar la capacidad de transporte del enlace Centro-Norte. La disposición permite al COES operar determinadas instalaciones por encima de los límites previstos en los estudios de estabilidad hasta el 31 de diciembre de 2027, siempre que no se comprometa la seguridad del sistema.

ISA Energía Perú explicó que el norte no enfrenta una falta total de electricidad, sino restricciones para recibir la generación más eficiente que proviene del centro del país. Ante esa limitación, el sistema debe recurrir a centrales térmicas a diésel, cuyo ingreso eleva el costo marginal de la energía.

A esta situación se suman otros factores que reducen la oferta disponible, como una menor generación eólica por la falta de viento y una menor producción hidroeléctrica después de un período con escasas lluvias. “Hay una situación de emergencia que se está trabajando, por supuesto, de la mano con el Gobierno”, relató.

“Se está operando con la capacidad de la línea a dos niveles mayores, bajo niveles de seguridad, para poder evitar o tratar de mitigar un poco el impacto”, afirmó Rodríguez.

El enlace Huánuco–Tocache–Celendín–Trujillo tiene prevista su operación para el 31 de julio de 2029. Hasta agosto de 2026, el proyecto registraba un avance global de 18,8%, aunque su avance físico era de 0%. El proyecto había sido incorporado en la planificación en 2020 y debía estar listo en 2026, pero la licitación se realizó recién en 2023.

“La planificación de largo plazo debe considerar las demandas, dónde se están instalando los generadores y dónde deben estar las líneas de transmisión”, agregó Rodríguez.

ISA cuestiona la falta de planificación de largo plazo

ISA Energía también se refirió a los reglamentos pendientes tras los cambios introducidos en la Ley 28832, en especial al Reglamento de Contrataciones de Electricidad para el Suministro de los Usuarios Regulados.

La empresa señaló que, aunque el debate incide de forma más directa en generación y distribución, la falta de definición regulatoria también afecta el desarrollo integral del sistema y las decisiones de inversión en infraestructura. “Tienes que definir hoy lo que puedes estar necesitando en 12, 15 o 20 años, porque estos proyectos requieren tiempo”, dijo.

A partir de aquí, Rodríguez sostuvo que la congestión en el norte no es un hecho aislado, sino la consecuencia de una “falta de planificación integral para ampliar el sistema”. Según planteó, la expansión de la generación, transmisión y distribución debe responder de manera coordinada al crecimiento de la demanda y a la ubicación de las nuevas centrales.

“La planificación de largo plazo debe considerar las demandas, dónde se están instalando los generadores y dónde deben estar las líneas de transmisión para unir a todos los actores”, afirmó la CEO de ISA Energía Perú.

La ejecutiva señaló que este planeamiento debe realizarse con varios años de anticipación, debido a los plazos que requieren las licitaciones, los permisos, la construcción y la compra de equipos. Mencionó que un transformador puede tardar entre 18 y 24 meses en ser fabricado y entregado.

“No se trata de dejar de cumplir la normatividad. Se trata de que haya mecanismos de acción para que el Gobierno pueda reaccionar más rápido”, sentenció.

Cuando bajan las temperaturas, encender la calefacción supone, como cada año, añadir un gasto más al presupuesto de los hogares españoles. Calentar una vivienda puede costar hasta 1.283 euros este invierno, según una estimación de Roams para una casa unifamiliar -ubicada en el interior penisular- con calefacción de gas y una tarifa del mercado libre.

La diferencia entre familias puede superar los 1.000 euros. Un piso de la zona mediterránea con calefacción eléctrica y tarifa regulada tendría un gasto estimado de 245 euros en el mismo periodo, que abarca desde la segunda mitad de octubre hasta finales de marzo.

La cifra dependerá de dónde se viva, del tipo de vivienda, de la energía utilizada y del contrato. El estudio sitúa el gasto medio en 741,61 euros para los hogares con calefacción de gas y en 511,83 euros para los que usan sistemas eléctricos. Son cálculos elaborados con consumos medios y precios de referencia.

Vivir en una casa del interior de España eleva el gasto

El tipo de vivienda explica parte de la diferencia en el desembolso final. El gasto medio estimado de calefacción con gas ronda los 421 euros en los pisos y se acerca a 779 euros en las viviendas unifamiliares, un 84% más. En los sistemas eléctricos, el cálculo pasa de unos 252 euros en los pisos a 552 euros en las casas unifamiliares.

También influye el clima. La clasificación empleada en el estudio sitúa a la zona continental como la de mayor gasto medio: 697 euros para quienes se calientan con gas y 488 euros para los hogares con electricidad. En la zona atlántica, las cifras bajan a 599 y 416 euros, respectivamente; en la mediterránea, a 504 y 304 euros.

La diferencia refleja que los hogares de las provincias interiores necesitan más energía para mantener una temperatura confortable durante los meses fríos. A ello se suma que una vivienda unifamiliar suele requerir más calefacción que un piso, aunque el resultado final depende también del aislamiento y de los hábitos de cada hogar.

La tarifa contratada es clave

La tarifa contratada es otro de los elementos que cambian la factura estimada. El precio del consumo de gas utilizado en el cálculo es de 0,050427 euros por kWh en el mercado regulado y de 0,08588 euros por kWh en el libre.

La diferencia se aprecia, sobre todo, en un piso de la zona interior. Con IVA, el gasto estimado sería de 524,04 euros con la tarifa regulada, frente a 797,50 euros con una oferta del mercado libre. Son 273,46 euros más por el mismo consumo de calefacción.

En una vivienda unifamiliar de la zona atlántica, la diferencia sube a 433,28 euros: de 839,92 euros en el mercado regulado a 1.273,20 euros en el libre, según el estudio de Roams.

En electricidad, la brecha entre las opciones analizadas es menor. La estimación sitúa el gasto medio de la tarifa regulada en 502,12 euros y el de una tarifa estable del mercado libre en 521,54 euros.

La estimación no sustituye a la factura de cada hogar

El cálculo utiliza consumos medios de calefacción recogidos en los informes SPAHOUSEC I y II del Instituto para la Diversificación y Ahorro de la Energía (IDAE). También incorpora precios de energía, términos fijos e impuestos aplicados en las tablas.

La factura real puede alejarse de esas referencias. Los metros de la vivienda, su aislamiento, las horas de uso, la temperatura elegida, la potencia contratada y las condiciones particulares de cada tarifa determinarán cuánto terminará pagando cada familia durante el invierno.

Así lo mostró un video muy comentado en redes sociales, en el que un joven estadounidense desglosó, rubro por rubro, cuánto le cuesta vivir en la Argentina.

El creador de contenido, Michael Scagliozzo, es originario de Estados Unidos y se mudó a la capital argentina, donde reside en el barrio de Palermo. En los últimos días, compartió en un video el costo mensual de su vida en la ciudad y explicó cada uno de sus gastos fijos.

Alquiler y comida

La vivienda representa la mayor parte de su presupuesto. Scagliozzo paga actualmente USD 650 mensuales por un monoambiente, con todos los servicios incluidos.

Su contrato vence dentro de un mes y anticipó que el monto aumentará. Por esa razón, decidió redondear en USD 750 mensuales para el alquiler.

El influencer aseguró que no gasta demasiado en comida. Para sustentar ese punto, mencionó un acuerdo con una carnicería que le permite ahorrar en uno de los productos que más consume.

“Tengo un muy buen contacto en una carnicería que me vende 10 kilos de pechuga de pollo deshuesada por 70.000 pesos”, contó. Esa cifra equivale, según su propio cálculo, a unos 50 dólares.

Fuera de esa compra, señaló que productos como pasta, arroz y verduras tienen un costo accesible. En conjunto, estimó que gasta USD 350 mensuales en alimentos, un monto que no incluye las salidas a restaurantes.

Telefonía, gimnasio y transporte

Scagliozzo utiliza una reconocida compañía para su servicio de telefonía móvil. Según explicó, el gasto mensual ronda los USD 30, aunque puede ser menor, de acuerdo a la cantidad de datos que utilice.

Para entrenar, el creador de contenido asiste a una cadena de gimnasios que describió como una de las más económicas de la ciudad y aseveró que le cuesta unos USD 30 mensuales.

Por otra parte, el representante de ventas dejó de utilizar aplicaciones como Uber y Didi, y en la actualidad se moviliza en colectivos y subte. Calculó que ese cambio le permite mantener un gasto bajo en movilidad.

“No creo que gaste más de 30 dólares mensuales en transporte”, afirmó. Agregó que un boleto de colectivo o de subte puede costar menos de un dólar, lo que explica ese tope de USD 30 mensuales.

Salidas y gasto total

El influencer tiene novia y contó que, la mayoría de las veces, sus planes en pareja no implican un gasto significativo. “La mayor parte del tiempo, cuando salimos, vamos a un parque y tomamos mate, así que prácticamente no cuesta nada”, relató.

Sin embargo, cuando la salida incluye un restaurante, el gasto aumenta. “Si vamos a un restaurante, normalmente cuesta entre 40 y 50 dólares”, indicó. A partir de ese cálculo, redondeó en USD 120 mensuales su presupuesto para salidas.

La suma de los rubros detallados en el video —USD 750 de alquiler, USD 350 de comida, USD 30 de teléfono, USD 30 de gimnasio, USD 30 de transporte y USD 120 de salidas— llevó el total de gastos mensuales de Scagliozzo a USD 1.310, un monto que generó un intenso debate en Instagram.

Cuánto cuesta alquilar en CABA

Los alquileres en la Ciudad de Buenos Aires mantienen una tendencia ascendente, aunque sus aumentos continúan por debajo de la inflación interanual. Según el último reporte de Zonaprop, un monoambiente de 40 metros cuadrados se ofrece en promedio a $779.370 mensuales, mientras que un departamento de dos ambientes de 50 m² alcanza los 898.154 pesos. Para las unidades de tres ambientes, de unos 70 m², el valor medio se ubica en $1.214.267 por mes.

En septiembre, el precio de oferta de los departamentos de dos ambientes subió 1,3% frente al mes previo. En lo que va del año, los alquileres acumulan un incremento de 20,8% y, en la comparación con septiembre de 2025, avanzaron 28,7 por ciento. Ese aumento quedó por debajo de la inflación interanual, que fue de 33,4 por ciento.

Las expensas también registraron un alza durante septiembre. De acuerdo con el relevamiento de ConsorcioAbierto, el promedio en la ciudad llegó a $379.774, un 4,9% más que los $362.159 registrados en agosto. En términos nominales, esto implicó un desembolso adicional de $17.615 para un departamento promedio.

En los últimos 12 meses, las expensas porteñas aumentaron 28,6%, desde los $295.368 de septiembre de 2025. La diferencia equivale a $84.406 más por mes. Al igual que los alquileres, ese incremento quedó por debajo de la inflación acumulada en el mismo período.

El costo de los servicios en el AMBA

En octubre, la canasta de servicios públicos de un hogar tipo del Área Metropolitana de Buenos Aires (AMBA) registró una baja mensual de 0,7%, frente a septiembre. La reducción respondió al descenso estacional en el consumo de gas luego de los meses de invierno, que absorbió parte de los ajustes de tarifas aplicados en otros rubros. Pese a esa variación mensual, el costo total mostró una suba de 56% en comparación con octubre del año anterior.

El gasto necesario para afrontar electricidad, gas natural, agua potable y transporte público llegó a $266.456 mensuales, de acuerdo con un informe del Instituto Interdisciplinario de Economía Política (IIEP), de la Universidad de Buenos Aires (UBA) y el Consejo Nacional de Investigaciones Científicas y Técnicas (Conicet). La estimación contempla a una familia representativa sin subsidios sobre los servicios energéticos y equivale al 13% del salario promedio formal.

El transporte concentró la mayor parte del presupuesto destinado a servicios públicos: demandó $129.433 por mes, casi la mitad de la canasta. La electricidad implicó un gasto de $49.739; el agua, de $44.948; y el gas natural, de 42.336 pesos.

Un canal de YouTube dedicado a la metalurgia y la ingeniería casera construyó un refrigerador que funciona con fuego, agua y sal de carretera, sin depender de un compresor eléctrico convencional. El proyecto, desarrollado por Greenhill Forge, logró enfriar una sección del dispositivo hasta los 5 °C (41 °F) mientras la temperatura ambiente rondaba los 16 °C (61 °F), un resultado que el propio canal documentó en video.

La propuesta retoma un principio de ingeniería centenario con una aplicación actual: la posibilidad de generar frío en lugares donde la electricidad es escasa o poco confiable.

El principio detrás del sistema: absorción refrigerante

El dispositivo se basa en la refrigeración por absorción, una técnica que existe desde hace más de un siglo y que prescinde del compresor eléctrico para hacer circular el refrigerante. En su lugar, utiliza calor para impulsar una reacción química que produce el efecto de enfriamiento.

El diseño de Greenhill Forge se compone de dos secciones principales: un generador y un absorbedor. El generador contiene una solución de cloruro de calcio y agua destilada. Cuando el fuego calienta esa mezcla, el vapor de agua se separa de la solución y viaja a través de una tubería hasta un condensador, donde se enfría y vuelve a su estado líquido.

Después, el agua líquida pasa por una pequeña válvula ajustable hacia un evaporador que opera bajo un vacío intenso, de alrededor de seis milibares. A esa presión tan baja, el agua puede evaporarse a temperaturas muy por debajo de su punto de ebullición habitual. Ese proceso de evaporación absorbe calor del entorno inmediato y genera el efecto refrigerante.

El rol de la sal para sostener el vacío

El sistema enfrenta un desafío técnico: a medida que se acumula vapor de agua, la presión tiende a subir y limita la evaporación posterior. Para evitarlo, el dispositivo rocía una solución concentrada de cloruro de calcio dentro del absorbedor, que capta ese vapor y ayuda a mantener la baja presión necesaria para que el ciclo continúe.

De este modo, el fuego aporta el calor que impulsa todo el proceso, mientras la solución salina sostiene las condiciones que permiten que el agua se evapore a bajas temperaturas.

Un proyecto de metalurgia con control electrónico

Más allá de su funcionamiento térmico, el dispositivo representa un trabajo considerable de metalurgia. Greenhill Forge fabricó gran parte de la estructura con chapa y tubería de acero inoxidable, soldó los compartimentos y unió las conexiones más pequeñas mediante soldadura fuerte con plata.

Para formar la bobina de enfriamiento, el constructor llenó un tubo con agua, lo congeló y luego lo dobló alrededor del núcleo helado, con el objetivo de evitar que la tubería se colapsara durante el proceso.

Antes de cargar el sistema con los líquidos, se realizaron pruebas de fugas y se evacuó el circuito con una bomba de vacío, un paso considerado crítico porque incluso una filtración mínima puede alterar el proceso de evaporación a baja presión.

Un controlador basado en Arduino supervisa las temperaturas y presiones del sistema, ajusta la velocidad de las bombas y activa alarmas de seguridad en caso de fallas. Esas bombas de circulación y los ventiladores de enfriamiento sí requieren electricidad: consumen entre 30 y 50 vatios en conjunto.

Un prototipo que aún no reemplaza la heladera convencional

Pese a que el fuego aporta la mayor parte de la energía térmica, el sistema no es completamente independiente de la red eléctrica. Un panel solar pequeño o una batería podrían cubrir esa demanda eléctrica modesta, según plantea el proyecto, mientras el calor del fuego continúa impulsando el ciclo de absorción.

Los primeros resultados, reportados por Hackaday, muestran que el sistema alcanzó los 5 °C (41 °F) con una temperatura ambiente cercana a los 16 °C (61 °F). Sin embargo, esa cifra no permite determinar aún cómo se comportaría el prototipo en climas más cálidos, cuánta capacidad de almacenamiento de alimentos tendría o si podría sostener de forma constante una temperatura segura de conservación.

La refrigeración por absorción no es una tecnología nueva: se utiliza desde hace décadas en entornos donde un compresor eléctrico convencional resulta poco práctico. Lo que aporta el proyecto de Greenhill Forge es una implementación casera con materiales accesibles y una fuente de calor tan simple como la leña.

Con mayor desarrollo, sistemas similares podrían encontrar aplicación en talleres remotos, cabañas u otros espacios donde conseguir combustible resulte más sencillo que acceder a un suministro eléctrico estable.

La presidenta de la República, Keiko Fujimori, llegó a la región Madre de Dios para poner en marcha dos obras de electrificación que incorporarán a más de 152.000 habitantes al Sistema Eléctrico Interconectado Nacional (SEIN) y que garantizarán un suministro de energía más continuo y seguro para las comunidades de la zona.

Se trata del viaje de trabajo número 22 de la mandataria, quien estuvo acompañada por el ministro de Energía y Minas, Guillermo Shinno, y el ministro de Desarrollo Agrario y Riego, Marco Vinelli. Durante la jornada, la jefa de Estado recorrió las instalaciones y supervisó los trabajos que, según las autoridades, marcarán un cambio sustancial en el acceso a la electricidad de varias localidades de la región amazónica.

La actividad se centró en dos proyectos de infraestructura energética: la nueva línea de transmisión de 138 kV con su respectiva subestación, y la renovación de las redes de distribución eléctrica que permitirán trasladar la energía a las comunidades más alejadas. Ambas obras forman parte de la estrategia del Gobierno para ampliar la cobertura eléctrica en zonas rurales y fronterizas del país.

A continuación, los detalles de cada una de las intervenciones inauguradas y el impacto que tendrán sobre la población local.

La nueva línea de transmisión conectará a ocho localidades

La línea de transmisión de 138 kV y la nueva Subestación Iberia representan la obra de mayor envergadura del proyecto, con una inversión de S/ 136 millones. La infraestructura abarca la construcción de aproximadamente 160 kilómetros de tendido eléctrico, además de la ampliación de la Subestación Puerto Maldonado, capital de la región.

Esta obra beneficiará de manera directa a 122.000 habitantes distribuidos en ocho localidades: Nueva Pacarán, Alerta, San Lorenzo, La Merced, La Abeja, Iberia, Arca Pacahuara e Iñapari. La incorporación de estas zonas al SEIN busca reemplazar el abastecimiento mediante generación aislada, que suele presentar interrupciones frecuentes y mayores costos operativos para los usuarios finales.

La renovación de redes beneficiará a nueve comunidades adicionales

El segundo proyecto inaugurado corresponde a la renovación de las redes de distribución eléctrica aérea de media tensión de 22,9 kV, identificado como alimentador PM-08. Esta intervención permitirá trasladar la energía proveniente de la nueva línea de transmisión hacia alrededor de 30.000 habitantes de nueve localidades: Jorge Chávez, Loero, Alto Loero, Cachuela, Alta Cachuela, Centro Cachuela, Puerto Arturo, Santa Teresita y Oviedo Bajo, ubicadas en los distritos de Las Piedras y Tahuamanu.

La obra demandó una inversión cercana a los S/ 7,4 millones, financiada con recursos de Electro Sur Este S.A.A., empresa encargada de la distribución eléctrica en la región. El proyecto comprendió la construcción de 58,74 kilómetros de línea primaria aérea en media tensión, con postes de concreto armado y sistemas de pararrayos, entre otros equipos.

Las autoridades prevén reducir las fallas en el suministro

Según las autoridades del sector, la renovación de las redes permitirá atender el incremento sostenido de la demanda eléctrica registrado en los últimos años en estas comunidades. La actualización de la infraestructura busca evitar los problemas de saturación y las fallas que afectaban con regularidad a las localidades conectadas al sistema anterior.

El conjunto de ambas obras forma parte de un plan más amplio de electrificación rural que el Ejecutivo impulsa en regiones de la selva peruana, donde el acceso a energía eléctrica confiable continúa siendo un desafío debido a la dispersión geográfica de la población y las distancias respecto de los principales centros de generación del país.

Las viviendas construidas sin supervisión técnica enfrentan un problema que suele quedar relegado frente a las fallas estructurales: instalaciones eléctricas improvisadas, con cables sin certificación, empalmes informales y sistemas que no responden a la demanda de los hogares. El riesgo aumenta ante lluvias, filtraciones, humedad y un mayor consumo de energía durante periodos de altas temperaturas.

El Grupo de Análisis para el Desarrollo (Grade) estima que el 69% de las viviendas de Lima y más del 70% a nivel nacional fueron levantadas mediante autoconstrucción. De ese universo, cuatro de cada cinco no cumple con buenas prácticas de construcción.

La edificación por etapas también suele trasladarse a la red interna. Muchas familias parten de una instalación básica y, con el tiempo, añaden habitaciones, electrodomésticos y conexiones sin revisar si el cableado inicial soporta la nueva carga.

Ese proceso puede dejar conductores de calibre insuficiente, conexiones expuestas, tableros sin protección y puntos eléctricos afectados por filtraciones. Las consecuencias van desde el sobrecalentamiento y los cortocircuitos hasta incendios o fallas en el suministro dentro de la vivienda.

La humedad y el calor elevan la presión sobre las redes domésticas

La vulnerabilidad de las instalaciones internas coincide con un escenario climático que puede elevar el uso de electricidad. Según el Instituto Nacional de Estadística e Informática (INEI), la generación hidroeléctrica cayó 6,21% en mayo de 2026, mientras que la producción termoeléctrica aumentó 27,61% para atender la demanda.

El Ministerio de Energía y Minas indica que el 58% de la electricidad del país proviene de centrales hidroeléctricas. Las alteraciones climáticas pueden afectar esa fuente de generación, al mismo tiempo que las altas temperaturas incrementan el uso de ventiladores, refrigeradoras y otros equipos en los hogares.

La Comisión Multisectorial encargada del Estudio Nacional del Fenómeno El Niño (ENFEN) mantiene una alerta por un Niño Costero que se extendería hasta el verano de 2026-2027, con una intensidad prevista entre fuerte y extraordinaria.

Para Mirko Males, gerente de Marketing de INDECO by Nexans, el análisis de la vivienda segura debe incorporar el componente eléctrico. “La discusión sobre autoconstrucción suele concentrarse en la estructura, pero la instalación eléctrica es parte de la misma ecuación de seguridad”, afirmó.

Cables certificados y una red calculada para el crecimiento de la vivienda

La empresa plantea cuatro medidas para reducir el riesgo eléctrico. La primera es priorizar conductores certificados, ya que los cables sin norma técnica o de calibre menor al requerido pueden calentarse en exceso y provocar fallas.

La segunda recomendación es proyectar la demanda futura. Una vivienda que crece por etapas necesita una red preparada para nuevos ambientes y equipos, no solo para el consumo que tenía al momento de la primera instalación.

También resulta necesario proteger la canalización, el aislamiento y las conexiones frente a la humedad. Las filtraciones en paredes y techos deterioran los materiales eléctricos y exponen a los ocupantes a accidentes.

El cuarto punto es contar con personal técnico calificado para diseñar, ampliar o revisar el sistema. Una instalación eléctrica sin evaluación profesional puede convertirse en un riesgo permanente para las familias.

Las fallas eléctricas se suman a la fragilidad de la autoconstrucción

La vulnerabilidad de la red eléctrica se agrega a los problemas estructurales identificados en viviendas autoconstruidas. La especialista de la Pontificia Universidad Católica del Perú (PUCP), Sandra Santa Cruz, advierte sobre tres factores que elevan el riesgo ante un terremoto: cimientos sin estudios de suelo, uso de ladrillo pandereta en muros portantes y falta de columnas y vigas de concreto armado.

El ladrillo pandereta sirve para tabiques divisorios, pero no para soportar cargas estructurales. Su uso en muros portantes puede reducir la resistencia de una vivienda frente a un sismo.

La PUCP calcula que una familia limeña tarda 16 años en terminar su casa e invierte cerca de S/ 190.000, un monto 33% mayor al costo estimado de una construcción formal. La falta de supervisión durante ese proceso puede dejar deficiencias desde los cimientos hasta el cableado.

Un consumo de electricidad oculto, conocido como consumo vampiro o energía fantasma, puede inflar el recibo de luz sin que el usuario lo note. Se trata de aparatos que, aunque parezcan apagados, siguen conectados y utilizan electricidad para mantener funciones básicas como relojes, memorias o controles remotos.

Dejar estos equipos enchufados durante horas o días genera un gasto energético invisible que se acumula con el tiempo. La Procuraduría Federal del Consumidor (Profeco) identificó cuáles son los electrodomésticos que más incurren en esta práctica y qué señales permiten detectarlos desde el propio hogar.

Qué es el consumo vampiro y por qué aparece en el recibo

El consumo vampiro ocurre cuando un aparato permanece conectado a la corriente aunque esté apagado, y continúa utilizando energía en modo de espera. Esa función existe para que el equipo pueda encender rápido, memorizar configuraciones o recibir señales de un control remoto.

El consumo vampiro se produce cuando un electrodoméstico permanece enchufado tras apagarlo y sigue gastando electricidad en modo de espera, para mantener relojes, memorias o controles remotos. Ese gasto invisible se refleja en el recibo de luz, aunque el aparato no esté en uso, y puede acumularse a lo largo del mes.

El gasto eléctrico de un hogar no depende únicamente de la potencia de cada aparato, sino también del tiempo durante el cual permanece conectado o funcionando, incluso si parece inactivo.

La Agencia Internacional de Energía (AIE) estimó que los dispositivos apagados o en modo de espera pueden consumir en promedio 1,6 kilovatios por hogar. Un ejemplo es el televisor, que al permanecer conectado todo el día puede llegar a consumir alrededor de 8,76 kilovatios por hora, incluso sin estar en uso.

Qué electrodomésticos siguen gastando electricidad apagados

De acuerdo con Profeco, entre los aparatos que pueden continuar consumiendo energía al permanecer conectados se encuentran los televisores, los cargadores de celular, las computadoras y los hornos de microondas.

También entran en esta categoría los decodificadores, los reguladores de voltaje, los sistemas de sonido, las impresoras, las lavadoras y las cafeteras, que permanecen en modo de espera incluso después de apagarse con el botón correspondiente.

A esta lista se suman las consolas de videojuegos, los ventiladores y los calefactores, equipos que conviene desconectar durante la noche para evitar que sigan gastando energía mientras nadie los utiliza.

El truco para detectar los aparatos que consumen en modo de espera

Profeco explicó que una manera sencilla de identificar estos llamados “vampiros” es revisar si el aparato conserva encendido algún foco, pantalla o indicador después de apagarlo. Esa luz revela que el equipo sigue conectado y utilizando electricidad, aunque parezca inactivo.

El recibo de luz también sirve como herramienta de verificación. Comparar los kilovatios-hora (kWh) consumidos en el periodo actual con los del periodo anterior, y con el mismo periodo del año pasado, permite detectar si el gasto aumentó sin una razón aparente.

Comparar solo el monto en pesos puede llevar a errores, porque el precio final depende también del número de días facturados y de la tarifa asignada a la vivienda. Por eso conviene fijarse específicamente en los kWh registrados en cada bimestre.

Otra opción es apagar un solo aparato sospechoso durante 24 horas y, al día siguiente, observar si el consumo disminuye respecto a una jornada similar. La diferencia entre ambos periodos corresponde al gasto de ese equipo en particular.

Qué recomienda la CFE para reducir el gasto eléctrico

La Comisión Federal de Electricidad (CFE) y la Comisión Nacional para el Uso Eficiente de la Energía (Conuee) recomiendan desconectar los aparatos que permanecen en modo de espera, incluso si ya fueron apagados con el botón correspondiente.

Ambas instituciones, junto con la Secretaría de Energía (Sener), impulsan la campaña “Apaga, desconecta y cuida el planeta”, que pide desconectar cargadores y aparatos que no se utilizan porque siguen consumiendo energía en modo de espera.

Entre las recomendaciones generales de la campaña figuran apagar las luces que no sean necesarias, desconectar los aparatos que no se usan, no dejar abierta la puerta del refrigerador, planchar por las mañanas, moderar el uso del aire acondicionado y apagar los multicontactos cuando no se necesiten.

Para la temporada de calor, la dependencia sugiere además ajustar el aire acondicionado a 23°C (73°F) o más, mantener puertas y ventanas cerradas, y apagar el aire acondicionado y los ventiladores en las áreas desocupadas de la vivienda.

También recomienda usar la plancha, la lavadora, la secadora, el horno eléctrico y el microondas fuera del horario de mayor demanda, que va de las 18:30 a la 1:00 horas, un periodo en el que la tarifa eléctrica suele ser más alta.

Qué otros electrodomésticos elevan el consumo cuando están en uso

El experto en consumo energético Xavi Calabuig explicó que la lavadora no dispara la factura de luz, pero la secadora sí, porque esta última necesita una cantidad considerable de energía para retirar la humedad de las prendas, en especial en modelos menos eficientes.

Calabuig advirtió que “el horno sí dispara” el consumo, ya que necesita calentar una cavidad de gran tamaño y mantener la temperatura durante todo el proceso de cocción. Según el especialista, cuanto más tiempo permanece encendido y más alta es la temperatura seleccionada, mayor es la energía requerida.

La vitrocerámica también figura entre los aparatos de mayor consumo si se utiliza a diario, mientras que el aire acondicionado puede convertirse en el equipo que más incremente la factura cuando se usa muchas horas durante el verano, de acuerdo con el especialista.

El lavavajillas, en cambio, mantiene un consumo controlado si se utiliza lleno y con programas eco, según el mismo experto.

Qué otros factores influyen en el monto del recibo

Además del consumo fantasma, el monto del recibo depende de la tarifa asignada a la vivienda. En octubre de 2026, la Tarifa Doméstica de Alto Consumo (DAC) registró un incremento anual de 7,2%, el mayor para ese mes desde 2022.

La clasificación a tarifa DAC se aplica cuando el promedio mensual de consumo de los últimos 12 meses supera el límite establecido para la localidad del usuario. Esto suele ocurrir en hogares con uso intensivo de aire acondicionado, refrigeradores u otros aparatos de alto consumo durante periodos prolongados.

Para saber si un recibo está clasificado en tarifa DAC, se recomienda revisar el tipo de tarifa indicado en el aviso-recibo y compararlo con los límites de consumo correspondientes a la zona del usuario.

La disponibilidad de electricidad en el país podría volver a estar bajo presión durante el primer trimestre de 2027. Los niveles de los embalses y la capacidad de generación serán determinantes para responder a la demanda, en un escenario que mantiene la atención del sector energético por la evolución del fenómeno de El Niño.

La advertencia se conoce después de que Colombia estuviera cerca de tener que programar racionamientos eléctricos el 28 y 29 de septiembre de 2026. Durante esas jornadas, el sistema interconectado nacional no contó con suficiente capacidad para atender la demanda y fue necesario recurrir a generadores que no estaban previstos para operar en esas fechas.

La situación fue expuesta por Juan Carlos Morales, gerente general de XM, durante el Congreso de Mercados de Energía Mayorista, que se desarrolla en Cartagena. El funcionario explicó que el sistema estuvo al límite y que el país estuvo cerca de enfrentar restricciones en el suministro por un déficit de potencia.

El sistema eléctrico estuvo al límite en septiembre

Lo ocurrido durante esos dos días encendió las alertas sobre la capacidad de respuesta de la infraestructura eléctrica colombiana ante periodos de alta demanda y condiciones climáticas desfavorables. Aunque finalmente no fue necesario programar un racionamiento, la estrechez del sistema evidenció las dificultades que pueden presentarse cuando la oferta disponible no alcanza para cubrir las necesidades de los usuarios.

Morales describió la situación durante su intervención en el encuentro del sector energético: “Nos quedamos sin capacidad para atender la demanda de energía eléctrica en Colombia y esa situación nos llevó a casi tener que programar racionamientos en el sistema interconectado nacional por déficit de potencia”.

La necesidad de acudir a empresas generadoras que no tenían prevista su operación para esas jornadas reflejó la presión que enfrentó el sistema. El episodio dejó en evidencia la importancia de contar con suficiente capacidad para responder a los requerimientos de electricidad, especialmente cuando coinciden factores que pueden reducir los recursos disponibles para producirla.

La alerta de XM se suma a las preocupaciones por el comportamiento del sistema eléctrico durante los próximos meses. La evolución del fenómeno de El Niño podría generar condiciones más exigentes para la generación, en particular si los niveles de los embalses disminuyen y afectan la disponibilidad de agua para las centrales hidroeléctricas.

XM advierte sobre posibles racionamientos en 2027

El gerente de XM señaló que Colombia podría volver a enfrentar dificultades para cubrir la demanda de electricidad entre marzo y abril de 2027. Para ese periodo, uno de los factores que genera preocupación es la posibilidad de que los embalses alcancen niveles bajos, lo que reduciría la disponibilidad de recursos para la generación hidroeléctrica.

“Y es una situación que si bien se puede dar, porque esto sí se puede dar específicamente en una condición como lo que se espera para marzo, quizás abril del año entrante, cuando los embalses estén tan secos como lo veíamos antes, porque esa cuenta ha ido en el tiempo”, señaló Morales.

El comportamiento de las reservas de agua será clave para evaluar la capacidad del sistema de responder a las necesidades de electricidad. Si los embalses presentan una disminución considerable, las centrales hidroeléctricas podrían disponer de menos recursos para generar energía, justo cuando el país necesita garantizar el abastecimiento.

Por eso, la atención estará puesta en la evolución de las condiciones climáticas, la disponibilidad de las plantas generadoras y el comportamiento de la demanda. La combinación de estos elementos permitirá establecer qué tan ajustado estará el sistema durante los periodos de mayor exigencia.

Ante los riesgos identificados, XM llamó a coordinar acciones entre los distintos actores del sector energético para preservar la confiabilidad del suministro. La preparación será especialmente relevante durante los primeros meses de 2027, cuando podrían coincidir condiciones climáticas adversas y dificultades para atender el consumo nacional.

El Gobierno de Bolivia emitió este miércoles un decreto que modifica el sistema de tarifas de la energía eléctrica y lo condiciona al tipo de cambio del dólar, el precio los combustibles y la inflación. Con esta norma se permite a las empresas distribuidoras regionales de energía ajustar el cálculo de los costos de generación, transmisión y distribución de electricidad.

La medida fue establecida en el Decreto Supremo 5750, aprobado el 13 de octubre, que modifica el Reglamento de Precios y Tarifas vigente desde 2001. Si bien el decreto no fija un porcentaje general de incremento, la nueva fórmula de cálculo puede generar variaciones en las tarifas actuales.

El nuevo mecanismo incorpora tres indicadores: el promedio mensual tipo de cambio oficial determinado por el Banco Central de Bolivia (BCB), el precio de referencia del combustible utilizado por las unidades generadoras y el Índice de Precios al Consumidor, calculado por el Instituto Nacional de Estadística (INE).

El decreto supone el fin del esquema de actualización de tarifas vinculado a un tipo de cambio fijo, que estuvo vigente por casi 15 años hasta el 29 de junio pasado cuando se implementó un régimen flexible que supuso el aumento porcentual de más del 60%, y se da en un contexto de reformas en la política de subvención a los combustibles que también provocó un incremento en el precio.

El diésel, cuyo precio hace un año era de 3,50 bolivianos (0,50 dólares) por litro, ya no cuenta con subvención estatal y tiene actualmente un precio base de 17,95 bolivianos (1,63 dólares), que además está sujeto a variaciones según las referencias internacionales del petróleo. La gasolina, en cambio, mantiene una subvención parcial al menos hasta fin de año.

Según la información que recogen los medios locales, la nueva metodología de cálculo para las tarifas eléctricas establece una comparación entre valores de referencia y precios vigentes para determinar las variaciones que se aplicarán a los componentes tarifarios. Los valores base del combustible se fijarán dos veces al año, tomando como referencia los precios del 25 de marzo y del 25 de septiembre para las actualizaciones previstas en mayo y noviembre, respectivamente.

Para el dólar, la fórmula utilizará promedios mensuales del tipo de cambio oficial registrados en periodos de referencia específicos. En el caso de la inflación, se tomarán los indicadores establecidos por el INE para cada ciclo de ajuste.

En medio de cuestionamientos sobre el posible alza de la tarifa eléctrica con el nuevo sistema de cálculo, el gobierno de Rodrigo Paz defendió el decreto como un mecanismo para evitar que haya variaciones y “suba abruptamente la tarifa eléctrica”, según explicó el vocero presidencial José Luis Gálvez.

Todos estos cambios -la liberación de la subvención, la flexibilización de la política cambiaria y los ajustes en el cálculo tarifario- son algunas de las medidas del gobierno para modificar el modelo económico heredado de las gestiones del Movimiento Al Socialismo (2006-2025, con excepción de un año), en un país que enfrenta una crisis económica marcada por la caída de su industria petrolera, el agotamiento de las reservas internacionales y falta de dólares, que han provocado dificultades para garantizar el abastecimiento de combustibles y han disparado los índices de inflación en los últimos años.

El Poder Ejecutivo de Perú modificó el reglamento de la Ley de Concesiones Eléctricas para habilitar que las empresas distribuidoras incorporen costos adicionales en la tarifa de alumbrado público destinados a mejorar la iluminación de calles y avenidas.

La medida, contenida en el Decreto Supremo Nº 019-2026-EM y firmada por la presidenta Keiko Fujimori y el ministro de Energía y Minas, Guillermo Shinno, apunta a instalar luminarias más potentes, entre ellas tecnología LED, en zonas con altos índices de criminalidad.

Una ley gestada desde fines de 2025

La norma no surge de manera aislada. El proceso se activó el 24 de diciembre de 2025, cuando el Ministerio de Energía y Minas (MINEM) publicó un proyecto normativo para modificar el artículo 94 de la Ley de Concesiones Eléctricas, con un período de 15 días de consulta pública.

La facultad para hacerlo provenía de la Ley Nº 32527, mediante la cual el Congreso delegó en el Ejecutivo la potestad de legislar en materia de seguridad ciudadana.

Ese proyecto se concretó el 13 de febrero de 2026 con la publicación del Decreto Legislativo Nº 1740, que modificó el artículo 94 y ordenó priorizar la iluminación en vías con criminalidad comprobada, según datos del sistema DATACRIM del INEI.

La norma fijó un plazo de 30 días hábiles para que el Ejecutivo adecuara el reglamento de la ley, un compromiso que se cumplió recién en octubre, ocho meses después del vencimiento original.

Lo que cambia y lo que se mantiene en el recibo de luz

El decreto modifica el artículo 184 del reglamento, vigente en su versión actual desde 2007. La escala de 24 tramos de consumo y el tope del 5% del monto facturado total destinado al alumbrado público se mantienen sin variaciones.

El cambio está en lo que podría sumarse a futuro: durante el período 2026-2030, los proyectos de mejora lumínica por seguridad ciudadana se regirán por un Procedimiento sobre Costos Adicionales que debe aprobar el MINEM, mientras que las condiciones posteriores a 2030 quedarán a cargo de la Dirección General de Electricidad.

El decreto también reduce a la mitad el monto mínimo que puede figurar en el recibo por este concepto, de 0,02% a 0,01% de una UIT, y traslada al Osinergmin la facultad de emitir el informe técnico para futuros ajustes.

El propio MINEM había adelantado en febrero que la medida “no demandará recursos del Tesoro Público” y que los cargos se incorporarían “como concepto especial de alumbrado público por seguridad ciudadana en los peajes de los Sistemas Secundarios y Complementarios de Transmisión”.

Una respuesta a la sensación de inseguridad que crece en el país

El trasfondo de la norma es una alarma generalizada por la delincuencia. Según el Séptimo Reporte del Observatorio del Crimen y la Violencia, elaborado por el Banco de Crédito del Perú (BCP) junto al Banco de Ideas Credicorp y CHS Consultora, el 85% de los peruanos modificó sus hábitos nocturnos por temor al crimen, cerca de 22 millones de personas.

En Lima, el 90% de los encuestados afirmó evitar salir de noche. Entre enero y agosto de 2026, el mismo observatorio contabilizó 1.866 homicidios y tentativas a nivel nacional, con una tendencia al alza: de 158 casos en enero a 288 en julio.

El Ministerio Público registró, en el mismo período, un promedio de 70 denuncias diarias por extorsión y chantaje, concentradas en más de la mitad de los casos en cinco distritos fiscales de Lima y La Libertad.

El costo económico que respaldan los gremios empresariales

El Ministerio de Economía y Finanzas (MEF) calculó que el costo de la delincuencia en 2025 alcanzó los S/ 19.800 millones, equivalentes al 1,7% del PBI. La Cámara de Comercio de Lima (CCL) citó una estimación del Banco Central de Reserva que eleva esa cifra a 5.800 millones de dólares anuales, un 2,2% del producto.

El Observatorio del Crimen y la Violencia, con cálculos de la Universidad de Piura, ubicó el costo total en 11.800 millones de dólares, el 3,1% del PBI, luego de que el 45% de los peruanos reportara el cierre o la restricción de negocios en su barrio por la inseguridad.

El Súper Niño, la fase más intensa del fenómeno climático El Niño, provocó una crecida extraordinaria en el río Paraná que ya impacta en el sistema eléctrico argentino. El exceso de agua obliga a las represas de la cuenca a generar más energía hidroeléctrica, la fuente más económica del mercado, lo que podría traducirse en una baja del costo de la electricidad tanto para los hogares como para el Estado.

El caudal del Paraná llegó a picos de más de 26.300 metros cúbicos por segundo, un volumen equivalente a llenar más de diez piletas olímpicas cada segundo. El dato surge de los registros hidrométricos que motivaron a la Entidad Binacional Yacyretá (EBY) a abrir las compuertas del vertedero principal de la represa y activar una alerta preventiva en toda la región del Litoral argentino.

La crecida se originó por lluvias persistentes en la cuenca alta del Paraná, en el sur de Brasil y en la zona de la Triple Frontera. Según la EBY, los modelos hidrometeorológicos de predicción dinámicos y estadísticos indican que es prácticamente seguro que las condiciones de El Niño-Oscilación del Sur (ENOS) se mantengan durante lo que resta de 2026 y los primeros meses de 2027. En ese escenario, el organismo advirtió que el incremento del caudal afluente a la central “en ocasiones podría llegar a duplicar el promedio histórico”.

Los registros técnicos de la EBY mostraron que durante septiembre el caudal afluente a Yacyretá se ubicó un 37% por encima del valor promedio para ese mes, que la serie histórica 1971-2025 fija en 12.339 metros cúbicos por segundo. Ese incremento motivó la apertura de compuertas en el vertedero de Aña Cuá, conforme a la ley de operación del embalse, aunque hasta ese momento no se había requerido la apertura del vertedero principal de la central hidroeléctrica.

Por qué más agua no implica más energía en la misma proporción

El comunicado de la EBY incluyó una explicación técnica sobre un efecto que suele pasar inadvertido: un aumento sustancial en el caudal de ingreso a la central no se traduce en un incremento proporcional de la generación eléctrica.

La razón está en la geografía propia de las represas de llanura, como Yacyretá, ubicada en los saltos de Apipé, sobre el Alto Paraná, entre la ciudad de Ituzaingó, en la provincia de Corrientes, y la localidad paraguaya de Ayolas. La central comenzó a generar energía en septiembre de 1994 y alcanzó su capacidad máxima de diseño en febrero de 2011, cuando el embalse llegó a su cota definitiva de 83 metros sobre el nivel del mar.

El mecanismo es comparable al de una cascada: cuanto mayor es la altura desde la que cae el agua, mayor es la fuerza con la que impacta y más energía puede aprovecharse de cada metro cúbico que pasa por las turbinas. En una represa de llanura como Yacyretá, las crecidas extraordinarias elevan también el nivel del río aguas abajo, lo cual reduce el salto neto, es decir, la diferencia de altura entre el embalse y el curso del río. Esa reducción achica la altura efectiva de la caída, disminuye la eficiencia operativa de las turbinas y hace que cada metro cúbico de agua que circula genere menos energía que en condiciones normales.

“Aunque un aumento de caudal permite producir un volumen total mayor de energía, dicho incremento nunca es lineal ni directamente proporcional”, señaló la entidad en su comunicado.

El impacto en el costo de la energía eléctrica

El aumento de la generación hidroeléctrica derivado de las lluvias en la cuenca del Plata repercute de manera directa en el mercado eléctrico mayorista. Daniel Dreizzen, director de Aleph Energy y ex secretario de Planeamiento Energético, señaló que los números de generación eléctrica ya reflejan un salto notable en el aporte hidroeléctrico a raíz de El Niño. Según explicó, ese mayor aporte “debería bajar” el costo de generación, dado que la energía hidroeléctrica se ubica entre las más baratas de producir.

El mecanismo detrás de esa baja de costos responde a la menor necesidad de recurrir a centrales térmicas, que dependen de combustibles fósiles de mayor precio, para cubrir la demanda del sistema interconectado. A mayor disponibilidad de generación hidroeléctrica, menor es el uso de generación térmica, lo que reduce el costo promedio de abastecimiento eléctrico tanto para los hogares como para el Estado.

Los investigadores estimaron que las líneas eléctricas pueden electrocutar cada año entre 900.000 y 11,6 millones de aves en Estados Unidos, sobre todo rapaces de gran tamaño como águilas y halcones, cuando sus cuerpos conectan 2 puntos con voltajes distintos.

De acuerdo con Earth.com, el problema ocurre principalmente al aterrizar o despegar de postes y cables, mientras que gorriones y otras especies pequeñas suelen permanecer ilesos al apoyarse sobre un único conductor.

La corriente eléctrica atraviesa un cuerpo solo si este conecta 2 puntos con distinto voltaje y cierra un circuito. Como las aves pequeñas apoyan ambas patas en un mismo cable, sus extremidades están prácticamente al mismo voltaje y la electricidad continúa por el metal, una vía de menor resistencia.

El tamaño del ave determina el peligro sobre los alambres eléctricos

“Las aves están a salvo en conductores electrificados siempre y cuando solo estén en contacto con una sola fase”, señalaron expertos del programa Physics Van de la Universidad de Illinois. Una fase es cada uno de los cables energizados de un sistema eléctrico.

En los pájaros pequeños, al no alcanzar otro conductor ni una parte conectada a tierra, no generan el recorrido que permitiría el paso de corriente por su cuerpo. En cambio, las alas extendidas de un águila o un halcón pueden cubrir la separación entre 2 cables.

También existe peligro si el ave toca un conductor y, a la vez, una pieza del poste conectada a tierra, esa combinación crea una diferencia de voltaje y puede provocar una descarga mortal.

Lesly Swanson, bióloga de la empresa eléctrica Salt River Project y exdirectiva del Comité de Interacción entre Aves y Líneas Eléctricas (APLIC), explicó que buena parte de los casos sucede durante las maniobras de vuelo.

La bióloga explicó que “si tiene un conejo, un pez o una serpiente entre sus garras, eso podría afectar alguna de las fases”, y agregó que al abrir las alas el animal puede entrar en contacto con otro punto de la instalación.

Los cálculos muestran una mortalidad elevada en Estados Unidos

Una revisión publicada en la revista científica PLOS ONE, elaborada por investigadores del Instituto de Biología de la Conservación Smithsonian y el Servicio de Pesca y Vida Silvestre de Estados Unidos, analizó datos de 14 investigaciones previas.

El equipo estimó que las líneas eléctricas causan la muerte de entre 12 y 64 millones de aves por año en ese país. La mayoría de esos decesos se atribuye a choques contra los cables.

Sin embargo, el estudio calculó que entre 900.000 y 11,6 millones de ejemplares mueren electrocutados cada año. La amplitud de las estimaciones se debe a que los índices de mortalidad variaban entre los trabajos revisados y a que todavía hay información limitada sobre las especies más expuestas.

No todos los animales hallados bajo tendidos eléctricos murieron por descargas. Un estudio en 4 estados del oeste estadounidense determinó que la mayoría de los ejemplares con causa de muerte identificada había sido abatida ilegalmente. Este dato muestra la necesidad de distinguir los distintos riesgos que enfrentan las especies.

Mongolia e Israel registraron riesgos y medidas de reducción

El problema alcanza a diversas regiones, ya que un estudio publicado en Journal of Raptor Research determinó que las águilas esteparias y las águilas reales de Mongolia tenían mayor probabilidad de electrocutarse en el travesaño de un poste que en su parte superior.

En una línea de 98 kilómetros, se encontraron 22 águilas reales muertas en mayo de 2021, probablemente tras electrocuciones ocurridas durante el invierno anterior. La investigación también evaluó dispositivos como deflectores para posarse y espejos giratorios, pero estos no redujeron las muertes de forma apreciable.

En Israel, otro estudio divulgado en The Condor: Ornithological Applications, calculó que aislar cerca del 4% de los postes de su zona de análisis podría reducir aproximadamente un 80% el riesgo de electrocución para las águilas perdiceras.

Las empresas eléctricas comenzaron a reconocer este impacto en la década de 1970. Entre las medidas disponibles figuran protectores para pájaros, una mayor distancia entre conductores y plataformas que les permiten posarse o anidar lejos de los cables con corriente.

Jerome Ford, subdirector de aves migratorias del Servicio de Pesca y Vida Silvestre de Estados Unidos, afirmó que los materiales elaborados por el Comité de Interacción entre Aves y Líneas Eléctricas (APLIC) “han contribuido a la conservación de innumerables aves migratorias”.

Unos anteojos capaces de registrar un parpadeo, la tensión de la mandíbula o el pulso de una arteria podrían funcionar sin baterías voluminosas. Investigadores de Northwestern University desarrollaron un sistema de sensores incorporados en gafas que aprovecha la energía de los movimientos del rostro para obtener esas mediciones. La propuesta se suma a los avances en dispositivos destinados al seguimiento de la salud.

Sin embargo, los equipos que registran datos del organismo suelen depender de baterías y de recargas periódicas, una condición que puede dificultar su uso continuo. Por eso, los científicos buscaron determinar si acciones mínimas e involuntarias, como pestañear o el latido de una arteria, podían producir la energía necesaria para medir esas señales de forma fiable.

El desarrollo, llamado GlassTENG, fue presentado en un estudio publicado en las actas del 2026 ACM International Symposium on Wearable Computers. Durante las pruebas con 20 participantes, las gafas diferenciaron seis movimientos faciales con una precisión general de 93,8 %. Además, reconocieron el golpeteo de dientes con un 99 % de acierto y el apretamiento de la mandíbula con un 96 %.

La electricidad estática permite que las gafas aprovechen los movimientos del rostro

El dispositivo funciona con tres generadores nanométricos triboeléctricos, llamados TENG. Aunque el nombre es técnico, su principio es conocido: se trata de la electricidad estática que aparece cuando dos materiales se tocan y se separan, como ocurre al frotar un globo contra el cabello.

En estas gafas, cada sensor reúne capas flexibles que se comprimen y se separan cuando el rostro se mueve. Ese cambio genera una señal eléctrica pequeña. Un parpadeo acciona un sensor, mientras que la presión producida al apretar la mandíbula activa otro. De esta forma, el movimiento aporta la energía necesaria para registrarlo.

“Cuando las capas se tocan y se separan, generan un voltaje diminuto”, afirmó Nivedita Arora, profesora asistente de ingeniería eléctrica y computación y de ciencias de la computación en la Escuela de Ingeniería McCormick de Northwestern University, en el comunicado institucional. “Eso significa que el mismo movimiento que se mide proporciona la energía mecánica necesaria para detectarlo”.

La investigadora dirige el Laboratorio de Sistemas Incorporados Vasudhaiva Kutumbakam de la universidad. Según explicó, un pestañeo ayuda a alimentar el sensor que lo identifica, por lo que el equipo podría reducir su dependencia de una fuente externa de electricidad.

Uno de los sensores se ubica en el puente de la nariz, cerca de una arteria y de los músculos que rodean los ojos. Allí puede registrar el pulso, los parpadeos y el movimiento de las cejas. Otro se coloca junto a la sien para captar movimientos de la mandíbula, y el tercero se sitúa más cerca de la oreja, donde reconoce la masticación y el apretamiento dental.

“Estas diferencias dan a las distintas actividades faciales sus propias firmas eléctricas reconocibles”, señaló Arora. La presión producida por el pulso arterial, la señal más leve que evaluó el equipo, generó entre 50 y 100 milivoltios.

Los parpadeos y las elevaciones de las cejas produjeron entre 200 y 500 milivoltios, mientras que los movimientos de mandíbula alcanzaron hasta 1,5 voltios.

Las señales eléctricas permitieron distinguir seis actividades cotidianas

Para comprobar su capacidad de reconocimiento, las 20 personas que participaron en el ensayo realizaron seis acciones: parpadear, levantar las cejas, apretar los dientes, golpear los dientes entre sí, comer y hablar. Los investigadores analizaron las señales eléctricas mediante un método informático que busca patrones a partir de ejemplos previos.

El propósito consistía en comprobar si el sistema podía relacionar cada señal con una acción determinada, aun cuando algunos movimientos cotidianos se parecen entre sí. Según se detalla en el estudio, las gafas diferenciaron los seis gestos evaluados con un alto nivel de precisión.

“Imaginen unas gafas que reconocen cuándo alguien aprieta la mandíbula y le indican suavemente que se relaje, o que detectan la alimentación y fomentan una conciencia atenta de esos hábitos”, afirmó Nabil Alshurafa, profesor asociado de medicina preventiva, ciencias de la computación e ingeniería eléctrica y computación en Northwestern University.

Uno de los posibles usos se vincula con el bruxismo, que consiste en apretar o rechinar los dientes de forma involuntaria. Las gafas podrían reconocer el apretamiento de la mandíbula y, en una aplicación futura, advertirlo cuando se produzca. El equipo también plantea la posibilidad de estudiar hábitos de alimentación y señales del sistema cardiovascular a lo largo del día.

El comunicado, de todos modos, presenta esas funciones como posibles aplicaciones futuras, no como prestaciones disponibles para el público.

El bajo consumo podría reducir el tamaño de las baterías y las recargas

Los tres sensores de GlassTENG consumen en conjunto 4,1 microvatios. Un microvatio es la millonésima parte de un vatio. Ese nivel de consumo resulta mucho menor que el de numerosos sistemas de medición y podría evitar el uso de baterías más pesadas, además de reducir la necesidad de recargarlas.

Por ahora, la información se envía de forma inalámbrica a un teléfono o una tablet. El equipo busca que, más adelante, parte del análisis se realice en las propias gafas, sin necesidad de recurrir a otro aparato para interpretar cada registro.

“En el largo plazo, queremos realizar el procesamiento dentro del dispositivo”, afirmó Arora. “Si detectara un evento fisiológico, podría contar con capacidad de análisis integrada y sin batería para dar una respuesta inmediata”.

“Creo que es solo cuestión de tiempo para que las gafas que usamos todos los días puedan monitorear nuestra salud”, agregó Arora en el comunicado de prensa.

Los cortes de luz programados se han convertido en una práctica habitual de las empresas distribuidoras de electricidad, ya sea por tareas de mantenimiento de la red, obras de infraestructura o medidas de contingencia ante situaciones climáticas extremas. A diferencia de un apagón imprevisto, este tipo de interrupción ofrece una ventaja clave: la anticipación. Conocer con antelación la fecha y la hora permite a hogares y negocios tomar medidas concretas para minimizar las molestias y evitar daños materiales.

La falta de preparación frente a estos episodios puede derivar en pérdidas económicas, desde alimentos que se echan a perder hasta equipos electrónicos dañados por las variaciones de tensión que suelen producirse al restablecerse el servicio. Por ese motivo, especialistas en seguridad doméstica y empresas distribuidoras de energía recomiendan una serie de pasos que reducen el impacto de la interrupción, tanto en el plano económico como en la rutina diaria.

La preparación abarca distintos frentes: la carga previa de dispositivos, la protección de equipos sensibles, el manejo correcto de la instalación eléctrica, la iluminación de emergencia y el cuidado de los alimentos refrigerados. Cada uno de estos aspectos requiere acciones puntuales que, de cumplirse con antelación, evitan contratiempos durante las horas sin suministro.

A continuación, se detalla una guía con las recomendaciones más relevantes para que un corte de luz programado no se traduzca en pérdidas adicionales ni en situaciones de riesgo para las personas que habitan la vivienda o trabajan en el local comercial.

Lista de verificación básica, carga de dispositivos móviles y baterías externas

El primer paso ante un corte programado consiste en cargar por completo todos los dispositivos móviles antes de que se interrumpa el suministro. Esto incluye teléfonos celulares, tablets y computadoras portátiles, que durante la interrupción funcionarán como principal canal de comunicación e información. También se recomienda cargar las baterías externas o power banks, que permiten extender la autonomía de los equipos si el corte se prolonga más de lo previsto.

En el caso de negocios que dependen de sistemas de facturación electrónica o de comunicación con clientes, conviene guardar con anticipación cualquier archivo de trabajo en curso, dado que una interrupción repentina puede provocar la pérdida de información no respaldada. Resulta útil además anotar en papel o guardar en el teléfono los números de contacto esenciales, como los del electricista de confianza, la distribuidora eléctrica o familiares cercanos, ante la eventualidad de que el servicio telefónico fijo deje de funcionar.

Cómo proteger equipos electrónicos sensibles, computadoras, televisores y refrigeradoras

Uno de los riesgos más frecuentes durante el restablecimiento del suministro eléctrico son las sobretensiones momentáneas, capaces de dañar equipos electrónicos sensibles. Por esa razón, se aconseja desconectar computadoras, televisores, equipos de sonido y otros aparatos electrónicos antes de que comience el corte, en lugar de dejarlos simplemente apagados. El uso de protectores contra sobretensiones constituye una medida adicional de resguardo para quienes no puedan desenchufar todos los dispositivos.

Las refrigeradoras y congeladores representan un caso particular, dado que no deben desconectarse de forma preventiva salvo que se prevea un corte de larga duración. En ese escenario, algunas guías de seguridad doméstica sugieren bajar la temperatura del refrigerador y el congelador unas 12 horas antes del inicio de la interrupción, de modo que el frío acumulado compense las horas sin electricidad. Una vez restablecido el servicio, es importante no olvidar devolver estos equipos a su temperatura habitual.

Desconexión preventiva de la llave térmica principal durante la interrupción

La llave térmica o disyuntor principal cumple un rol central en la protección de la instalación eléctrica de una vivienda o negocio frente a los picos de tensión que suelen producirse cuando se restablece el suministro tras un corte. Si bien no siempre es necesario bajarla por completo, hacerlo ofrece una capa adicional de seguridad en instalaciones antiguas o en zonas donde los cortes programados suelen ir acompañados de fluctuaciones de voltaje al reconectarse el servicio.

En caso de optar por esta medida, conviene primero apagar todos los interruptores de luz y desconectar los electrodomésticos de las habitaciones afectadas, antes de accionar la llave térmica. Esto evita que, al restablecerse la energía, se produzca una sobrecarga simultánea de múltiples aparatos. Si tras el regreso del suministro la llave vuelve a dispararse de forma reiterada, se recomienda consultar a un electricista matriculado para descartar fallas en el cableado o en algún tomacorriente.

Soluciones de iluminación de emergencia seguras, lámparas led recargables

Durante la interrupción programada, la elección de la fuente de iluminación resulta determinante para evitar accidentes. Las recomendaciones de seguridad doméstica coinciden en señalar que las velas representan un riesgo real de incendio, en especial en hogares con niños o mascotas, por lo que su uso debería evitarse siempre que exista una alternativa disponible. En su lugar, las lámparas LED recargables y las linternas a pilas constituyen la opción más segura y práctica.

Conviene tener estos elementos cargados o con pilas nuevas antes de que comience el corte, y ubicarlos en lugares de fácil acceso dentro de la vivienda o el negocio, como pasillos, cocinas y baños. En locales comerciales, la iluminación de emergencia también debe considerar las vías de salida y los accesos, de modo que empleados y clientes puedan circular con seguridad mientras dure la interrupción. Dejar una luz LED encendida durante la noche permite además advertir el momento exacto en que regresa el servicio eléctrico.

Consejos para mantener la cadena de frío de los alimentos en la refrigeradora

La conservación de los alimentos es uno de los aspectos más sensibles frente a un corte programado, ya que una mala gestión puede traducirse en pérdidas económicas y riesgos para la salud. La recomendación central de los organismos de seguridad alimentaria es evitar abrir la puerta del refrigerador y del congelador durante la interrupción, dado que un refrigerador cerrado puede mantener los alimentos fríos durante aproximadamente cuatro horas, mientras que un congelador lleno conserva la temperatura hasta por 48 horas.

Para cortes de mayor duración, resulta útil colocar bloques o bolsas de hielo dentro del refrigerador, lo que ayuda a prolongar el frío interno. También se aconseja contar con un termómetro para verificar la temperatura una vez restablecido el suministro, dado que los alimentos perecederos no deberían permanecer por encima de los 4 °C durante más de dos horas. Ante cualquier duda sobre el estado de un alimento tras la interrupción, la recomendación de los especialistas es descartarlo antes que arriesgar la salud de quienes lo consuman.

El Departamento de Energía de Estados Unidos declaró una emergencia eléctrica en la región operada por PJM para evitar cortes de suministro entre el 13 y el 16 de octubre de 2026. La red abastece a más de 65 millones de personas en 13 estados y el Distrito de Columbia, y la demanda proyectada para esos días superaba los 111.500 MW con una disponibilidad de generación al límite.

La orden fue firmada el 12 de octubre por el secretario de Energía, Chris Wright, y activa poderes excepcionales que permiten operar centrales por encima de sus límites habituales y ordenar el encendido de generadores de respaldo en grandes consumidores —como centros de datos e instalaciones industriales— como herramienta de último recurso para evitar cortes forzosos.

La medida rige del 13 al 16 de octubre de 2026 y puede renovarse si las condiciones de emergencia persisten antes de su vencimiento.

Los 13 estados y el distrito federal bajo el alcance de la orden

La emergencia rige en todo el territorio que opera PJM Interconnection, LLC, el mayor operador de red eléctrica de Estados Unidos:

• Delaware
• Illinois
• Indiana
• Kentucky
• Maryland
• Michigan
• Nueva Jersey
• Carolina del Norte
• Ohio
• Pensilvania
• Tennessee
• Virginia
• Virginia Occidental
• Distrito de Columbia

Las zonas con mayor riesgo dentro del sistema son las correspondientes a BGE, PEPCO y Dominion —las tres principales distribuidoras de la región: BGE (Baltimore Gas and Electric) abastece Baltimore y sus alrededores en Maryland; PEPCO (Potomac Electric Power Company) sirve al área metropolitana de Washington D.C.; y Dominion Energy opera en gran parte de Virginia y Virginia Occidental—.

Por qué se declaró la emergencia

La presión sobre el sistema no responde a una sola causa. Según el documento firmado por Wright, confluyen cuatro factores:

• Una demanda eléctrica elevada para la época del año.
• Una alta tasa de centrales fuera de servicio por mantenimiento de otoño.
• Trabajos programados en líneas de transmisión.
• Restricciones para transferir energía desde sistemas vecinos.

PJM estimó que el 14 de octubre podría operar a apenas 900 MW de su margen de reserva mínimo, con 61.591 MW de generación fuera de servicio en toda su red.

Qué autoriza la orden y qué queda fuera de su alcance

La norma otorga a PJM dos herramientas. La primera es despachar centrales específicas por encima de sus límites operativos habituales, solo cuando resulte necesario para sostener la red.

La segunda es más novedosa: PJM queda autorizado a ordenar el uso de generación de respaldo en grandes consumidores —centros de datos, instalaciones industriales y comerciales— como última alternativa antes de declarar una alerta EEA 3, es decir, antes de los cortes programados de suministro. Esos generadores pueden ser de cualquier tipo: auxiliares, baterías, sistemas directamente conectados a la red o no.

La orden establece una exclusión explícita: no aplica a los generadores de respaldo de instalaciones críticas como hospitales, centros de emergencias 911, control de tráfico aéreo, defensa nacional, plantas de agua y gasoductos. Sus generadores quedan reservados para el uso propio de esas instalaciones.

Qué es una alerta EEA 3 y por qué importa evitarla

El sistema de alertas de emergencia energética de la North American Electric Reliability Corporation (NERC) tiene tres niveles. El nivel 3 —EEA 3— es el más grave: significa que la red está al borde de no poder cubrir la demanda, lo que habilita cortes programados de suministro para proteger la integridad del sistema.

Antes de llegar a ese punto, la norma exige agotar todas las alternativas: poner en línea toda la generación disponible, activar programas de reducción de consumo y revocar exportaciones de energía comprometidas. El uso de generadores de respaldo en grandes consumidores es una de esas alternativas previas, no una medida automática.

El costo ambiental, acotado por ley

La orden reconoce que forzar la operación de centrales adicionales puede significar emitir más gases contaminantes de lo que sus permisos ambientales permiten —dióxido de azufre, óxidos de nitrógeno, monóxido de carbono y amoníaco, entre otros—. Para limitar ese impacto, la ley obliga a que la excepción dure solo lo indispensable y respete, en la medida de lo posible, la normativa ambiental vigente.

Hay además una salvaguarda técnica: lo que se emita durante estos cuatro días no sumará al historial acumulado de cada central, que es el dato que los reguladores usan para determinar si una planta cumple o viola su permiso. En la práctica, significa que las centrales no quedarán en infracción permanente por haber operado al límite durante la emergencia.

El Ministerio de Energía y Minas (MINEM) se prepara para publicar, mediante decreto supremo, un nuevo proyecto que reglamenta parte de la Ley N° 32249, responsable de abrir las licitaciones del mercado eléctrico peruano -dominado hoy por hidroeléctricas y termoeléctricas- a nuevas fuentes eólicas y solares.

Sin embargo, el borrador ha despertado las alarmas entre los gremios y las compañías involucradas en captar estas inversiones, debido a que mantendría condiciones que todavía las saca del mercado.

¿Sabe usted cómo llega la electricidad a su casa?

En Perú, el negocio se divide en tres eslabones: generación, transmisión y distribución. Una empresa de generación, como Kallpa, produce electricidad a partir de gas natural, agua, viento o radiación solar.

Luego, esa energía viaja por las líneas de alta tensión de las empresas de transmisión hasta las redes de una distribuidora, como Luz del Sur, que finalmente la entrega a hogares, comercios y pequeñas industrias.

En ese recorrido se realizan las llamadas licitaciones: procesos mediante los cuales las distribuidoras convocan a las generadoras para contratar, por un período determinado, la electricidad que necesitarán para abastecer a sus usuarios.

El problema está en que, durante años, las licitaciones de suministro exigieron a las generadoras ofrecer de manera conjunta energía y potencia, dos conceptos clave en la discusión.

Ese requisito fue una barrera para las centrales solares, que pueden producir electricidad a bajo costo durante el día, pero no garantizar suministro de noche, y también limitó la participación de otras renovables.

• Potencia es la capacidad de una central para entregar electricidad en un instante. Se mide en megavatios (MW).
• Energía es la electricidad que efectivamente produjo o consumió durante una hora, un día o un mes. Se mide en megavatios-hora (MWh).

Una termoeléctrica a gas puede decir: “Tengo 100 MW disponibles durante todo el día”, siempre que tenga gas y no haya una falla. Es decir, puede ofrecer potencia y energía con mayor continuidad.

Una solar, en cambio, puede generar mucha energía barata entre las 10:00 y las 16:00, pero no produce de noche: puede vender energía durante el día, pero no puede prometer que tendrá potencia disponible a las 21:00. Y ahora el ministerio pretende mantener este régimen en horas punta.

Choque entre termoeléctricas y renovables

Que el Gobierno ahora decida mantener la contratación conjunta de energía y potencia en horas punta significa que una planta solar o eólica no podrá competir por sí sola con la electricidad que produce.

Si quiere vender durante ese bloque, deberá acreditar además que cuenta con potencia disponible; en otras palabras, tendrá que comprar respaldo a una central térmica, hidroeléctrica o a un sistema de baterías. Eso encarece su oferta disponible y las obliga a contratar con quien debería ser su competencia.

Las horas punta son los momentos del día en que el sistema requiere más electricidad y en los que la energía tiene una mayor valorización tarifaria. Por eso, competir en ese bloque resulta indispensable.

“Bueno, sin duda, si las tecnologías renovables incrementan su participación en la matriz energética que tenemos hoy día, principalmente térmica, ese mercado de generación térmica se va a reducir”, señala Francisco Ismodes Mezzano, director ejecutivo de la Asociación Peruana de Energías Renovables (SPR).

Actualmente, la electricidad que se produce en Perú proviene sobre todo de centrales hidroeléctricas (56%) y térmicas a gas natural (36%), seguidas por la eólica (3,5%) y la solar (3,1%). Las proporciones varían según el estiaje o fenómenos como El Niño.

Pero la discusión va más allá de quitarle cuota a un sector liderado por Kallpa, Engie y Orygen —empresas aglutinadas en la Sociedad Nacional de Minería, Petróleo y Energía (SNMPE)—, sino que también arriesga el otro objetivo de la ley, que era “reducir las tarifas de luz” para los más de 7,6 millones de usuarios conectados al sistema, según la SPR.

Camisea y el costo de depender del gas

No es el único pendiente. La Ley N° 32249 -ampliamente resistida por las termos desde su concepción- también urge del reglamento para la operación de los sistemas aislados y el reglamento del mercado de servicios complementarios, que debe definir la participación de tecnologías como las baterías para respaldar la red.

Pero este nuevo Reglamento de Contrataciones de Electricidad para el Suministro de los Usuarios Regulados resulta especialmente sensible, pues arriesga una cartera de de proyectos renovables por USD 46.859 millones, de los cuales “alrededor de USD 12.000 millones podrían avanzar en el mediano plazo”, según Ísmodes.

“Estamos hablando de inversionistas de clase mundial, de los mayores operadores de energías renovables del mundo, que han venido al Perú y esperan que la reglamentación les permita desarrollar operaciones e inversiones en el país”, dijo.

Y es que la SPR cuestiona duramente la dependencia del gas natural y recuerda la crisis de Camisea de marzo de 2026, aunque asegura que hay espacios para todos “porque nuestro país tiene que apostar a crecer, tiene que apostar a tener más industrias, más minería [...] y entonces la generación térmica siempre puede ser un complemento de las renovables”.

La interrupción en el sistema de ductos de Transportadora de Gas del Perú (TGP) obligó a reemplazar parte de la generación a gas por diésel y llevó el costo marginal de la electricidad de alrededor de USD 30 a USD 40 por megavatio-hora a más de USD 200 por MWh.

El impacto no llegó de inmediato a los hogares, protegidos por contratos de largo plazo, pero sí a clientes libres e industrias. Incluso las propias termogeneradoras, también libres, chocaron con su proveedor. De momento, explica la SPR, las puertas del ministerio siguien abiertas. Pero los capitales no esperan.

“Si nada [cambia], ya algunos inversionistas se están retirando, están desinvirtiendo en el Perú porque no se dan los avances. Y esas son oportunidades que no podemos desperdiciar”, sentencia Ísmodes.

Las inversiones acumuladas de empresas colombianas en Perú superaron los USD 25 mil millones hasta 2025, con una fuerte presencia en energía, hidrocarburos, electricidad, infraestructura y construcción, de acuerdo con información difundida por el Consejo Empresarial Colombiano (CEC).

El gremio reúne a más de 270 empresas y representa alrededor del 90% de la inversión colombiana en el país, según la organización. El CEC sostiene que Colombia ocupa el cuarto lugar entre las economías extranjeras que más capitales aportan al mercado peruano.

Colombia es la cuarta economía extranjera con mayor inversión en Perú

La actividad empresarial colombiana se distribuye en 22 sectores. Energía, hidrocarburos y electricidad concentran el 32% de esa presencia; infraestructura y construcción reúnen el 21%; transporte representa el 12%; industria y comercio, otro 12%; y salud alcanza el 9%.

La distribución permite observar una participación relevante de compañías colombianas en actividades vinculadas con servicios básicos, movilidad, obras y mercados de consumo.

Los sectores de energía e infraestructura, que en conjunto reúnen el 53% de la presencia detallada por el gremio, también forman parte de las áreas con mayores oportunidades de inversión en la cartera peruana para 2026.

Las empresas asociadas al CEC generan alrededor de 60 mil empleos directos y 300 mil indirectos, de acuerdo con las cifras de la organización. A ello se suma el ingreso de 30 nuevas empresas procedentes de Colombia al mercado peruano entre 2023 y 2026.

El CEC cuenta con ocho comités sectoriales y con un comité de la Macrorregión Sur, con sede en Arequipa. El gremio realiza más de 70 actividades al año, entre misiones empresariales, conferencias, reuniones sectoriales, espacios de relacionamiento y encuentros de negocios.

Energía, saneamiento y transporte concentran la cartera 2026

La presencia de capital colombiano coincide con una cartera de proyectos que busca atraer inversión privada en Perú. Para 2026, el país cuenta con hasta 42 iniciativas valorizadas en más de USD 9.900 millones, según las cifras presentadas por el CEC.

Energía y minería encabezan las oportunidades de inversión, con proyectos por USD 3.000 millones. Saneamiento aparece en segundo lugar, con USD 2.500 millones; transporte suma USD 1.500 millones; y salud concentra USD 1.400 millones.

La coincidencia entre algunos de esos rubros y las actividades en las que ya participan las empresas colombianas abre la posibilidad de nuevos negocios. Transporte y salud, por ejemplo, forman parte de los sectores con presencia colombiana y, a la vez, figuran entre las áreas con proyectos identificados para este año.

La cartera potencial de Asociaciones Público-Privadas (APP) supera los USD 62.800 millones. Educación y turismo también aparecen entre las actividades con posibilidades de recibir nuevos capitales, aunque la información difundida por el gremio no precisa montos para esos sectores.

EXPOCEC 2026 reunirá a empresarios e inversionistas de ambos países

En este contexto, el CEC anunció la realización de EXPOCEC 2026 – IV Encuentro Empresarial de Negocios, una actividad que reunirá a empresarios, inversionistas, autoridades y líderes corporativos de Perú y Colombia.

La agenda contempla paneles sobre energía, retail, tecnología, mujeres en el ámbito empresarial y la relación entre el Estado y las empresas. También está prevista la participación del Banco Central de Reserva del Perú (BCRP), con una intervención de Diego Macera, además de representantes del sector privado de ambos países.

“El reto es conectar esas oportunidades con empresas que tengan capacidad, experiencia y visión de largo plazo”, afirmó Luis Fernando Gómez Nossa, director ejecutivo del CEC.

El encuentro buscará poner en discusión las oportunidades de inversión existentes en Perú y promover vínculos entre compañías colombianas y peruanas en sectores donde ya existe presencia empresarial y en otros con proyectos previstos para los próximos años.

No asoma una luz al final del túnel. La firma Ecoanalítica estima que “las deficiencias del Sistema Eléctrico Nacional (SEN) y los episodios de racionamiento persistirán de manera recurrente durante los próximos cinco años, convirtiéndose en una restricción estructural para el país”.

“Con una oferta estancada que difícilmente supera los 13 mil megavatios (MW) en sus picos de máxima disponibilidad frente a una demanda nacional que en sus momentos de mayor consumo ya ha superado los 15 mil MW, el déficit de generación se consolida como el principal cuello de botella para cualquier intento de reactivación económica en Venezuela”, sostiene la empresa consultora.

El ministro de Energía Eléctrica, Rolando Alcalá, anunció que en el último trimestre del año se incorporarán 1.300 MW al SEN que, dijo, “servirán para lograr más estabilidad, más continuidad y menos interrupciones en el servicio de energía eléctrica para todos los usuarios a nivel general”.

Alcalá reconoció que el país enfrenta una “situación compleja”, mientras se multiplican las protestas en todo el territorio nacional por los constantes y prolongados apagones.

El funcionario destacó que el gobierno interino de Delcy Rodríguez ha “consolidado alianzas estratégicas con empresas internacionales de primer nivel”, en alusión a los contratos firmados con las transnacionales Impsa, Siemens y General Electric.

“Estamos trabajando para el suministro de piezas y tecnologías originales y repotenciando nuestros sistemas termoeléctricos de transmisión, generación y distribución”, subrayó el titular de Energía Eléctrica.

Más presión

Ecoanalítica observa que “a medida que la actividad comercial e industrial intenta dinamizarse, aumenta la presión sobre un sistema cuyo parque termoeléctrico opera por debajo del 15% de su potencial tras años de desinversión, trasladando todo el peso a la generación hidroeléctrica de Guri, un complejo sobre exigido que ya funciona a solo un 60% de su capacidad instalada y mantiene 7 de sus 20 turbinas fuera de servicio”.

El análisis destaca la “fragilidad” del parque hidroeléctrico, que habría quedado en evidencia tras la parada de emergencia que sufrió la Unidad 17 de Casa de Máquinas 2 de Guri el 29 de agosto por fallas en el rodete.

“Esta salida, que al parecer mantendrá inoperativa la turbina de 770 MW por al menos dos años, genera una pérdida combinada de 1.200 MW en el Bajo Caroní al limitar el flujo de agua hacia las centrales de Caruachi y Macagua, sumándose a los problemas preexistentes de la Unidad 15”, describen en su informe.

Ecoanalítica apunta que en el estado Zulia y Los Andes venezolanos, “las interrupciones afectan a más del 98% de los hogares y comercios con cortes diarios de 6 a 8 horas, mientras que en Caracas, hasta hace poco exenta del problema, las fallas ya alcanzan al 82%”.

La firma realizó una encuesta de coyuntura empresarial en julio que arrojó como resultado que 70% de las empresas evalúa negativamente el servicio.

Un sondeo de la Confederación Venezolana de Industriales (Conindustria) reveló que de las 488 horas laborales durante el segundo trimestre de 2026, las empresas reportaron 214 sin suministro eléctrico. “Esto significó un 68% más de horas afectadas comparadas con el primer trimestre”, subrayaron.

Ante el oscuro panorama, Ecoanalítica ofrece como “recomendación estratégica” a los empresarios y comerciantes “estructurar de inmediato un plan integral de autoabastecimiento energético”.

El Colegio de Médicos del estado Zulia advirtió sobre el impacto que tiene en el sistema de salud los constantes y extensos apagones que sufre el estado más poblado del país.

“Los cortes de 12 horas diarias destruyen medicamentos e insumos biológicos. Exigimos habilitar centros de acopio para el resguardo de insumos críticos, pertenecientes a pacientes vulnerables que no disponen de recursos propios para mantener el enfriamiento de medicamentos, como insulina y otros insumos biológicos”, declaró la presidenta de la organización gremial, Dianela Parra.

Parra enfatizó que “sin luz, no hay salud”. “Hay pacientes que dependen exclusivamente de la energía eléctrica porque tiene que disponer de un equipo. Es responsabilidad del gobierno todo lo que ocurre con los pacientes por falta de insumos, de equipos, porque no tienen como garantizar la conservación de sus medicamentos”, subrayó.

Indicó que “someter a la población a prolongadas interrupciones del servicio eléctrico bajo las extremas condiciones climáticas de Maracaibo y del estado Zulia, impone una carga psicológica insostenible”. Fronteriza con Colombia, rica en petróleo y famosa por sus altas temperaturas, en la región la sensación térmica puede llegar hasta los 40 grados centígrados.

Más vatios

El ministro de Energía Eléctrica, Rolando Alcalá, informó este lunes 5 de octubre desde el estado Zulia la incorporación de 150 megavatios al sistema eléctrico nacional.

“Hemos puesto en funcionamiento la unidad de generación Termozulia 5. Esto es parte del plan que se anunció en días pasados y con ello se están incorporando 150 megavatios al sistema eléctrico nacional, con una incidencia directa en la región zuliana”, detalló el funcionario.

En un inusual mensaje a la nación difundido la semana pasada junto con el presidente de la Corporación Eléctrica Nacional (Corpoelec), Alcalá dio cuenta de una serie de obras que vienen desarrollando para sumar en el corto plazo 1.300 megavatios a la red del país.

Venezuela arrastra desde hace más de una década una severa crisis en el servicio de electricidad. Durante sus nueve meses de gestión, la presidenta encargada Delcy Rodríguez ha lanzado dos planes de ahorro eléctrico que básicamente se reducen a la aplicación de un racionamiento que deja a oscuras por horas a casi todo el país, con excepción de Caracas.

Originalmente el régimen chavista culpaba de la debacle del sistema eléctrico a los fenómenos climatológicos y a supuestos ataques de Estados Unidos. Reconciliado con Washington, ahora mantiene entre las razones el impacto del calentamiento global, pero ya no habla de sabotajes sino del aumento de la demanda por el crecimiento de la economía y los efectos del doblete sísmico del 24 de junio.

En contraste, los expertos afirman que los constantes apagones son producto de la falta de planificación y mantenimiento, la ineficiencia de las autoridades y los milmillonarios escándalos de corrupción en proyectos que se presupuestaron, pero jamás se culminaron.

El Ministerio de Capital Humano y empresas del sector privado ofrecen una oferta de cursos de formación laboral y profesional con vouchers para personas que buscan capacitarse en oficios y otras áreas vinculadas al empleo. Entre las alternativas que figuran en el portal oficial aparecen propuestas de plomería, electricidad y carpintería, junto con capacitaciones presenciales y virtuales.

La iniciativa forma parte del programa Formando Capital Humano, creado en abril de 2026 por la Secretaría de Trabajo, Empleo y Seguridad Social. Según la normativa, el esquema apunta a ampliar el acceso a cursos que permitan adquirir o actualizar habilidades para la inserción laboral, la mejora de las condiciones de empleo o el desarrollo de proyectos ocupacionales.

El portal reúne propuestas impulsadas por el Estado, empresas, cámaras empresariales, instituciones educativas, centros de formación profesional y organizaciones sin fines de lucro. Cada curso cuenta con información sobre su modalidad, contenidos, cronograma de clases, objetivos y requisitos de cursada.

Los cursos incluyen propuestas para aprender oficios

La página oficial de vouchers permite consultar capacitaciones en distintos rubros. Entre los ejemplos se encuentran cursos de plomería, electricidad y carpintería, tres oficios vinculados con tareas de construcción, mantenimiento e instalaciones.

A modo ilustrativo, se ofrece una capacitación de “Plomería Reparaciones y Emergencias” que comienza el 20 de octubre y se extiende hasta el 11 de noviembre. En este caso particular, se trata de un curso con modalidad presencial que se dicta los martes por la mañana en el barrio porteño de Paternal.

Otro ejemplo es el de soldadura. Se realiza en la misma sede de Paternal pero tiene una duración de un mes y medio, comenzando el 21 de octubre y finalizando el 9 de diciembre. Las clases son los miércoles y tienen una extensión de cuatro horas diarias.

La oferta puede variar según la disponibilidad de vacantes, la modalidad de cursada y el lugar donde se dicte la capacitación. El Ministerio señala que las personas pueden ingresar desde cualquier punto del país para revisar las alternativas habilitadas.

Además de los cursos de oficios, el portal incorpora formaciones laborales y profesionales de otras áreas. La plataforma busca centralizar propuestas de organismos públicos, instituciones de enseñanza y empresas adheridas al programa.

Qué cursos incluye

• Plomería
• Soldadura
• Cuidador domiciliario
• Barista
• Carpintería
• Servicios para bares y restaurantes
• Adiestramiento básico y cuidados caninos
• Maquinista vial
• Formación en Panadería
• Mecánica Ligera
• Pintor de obra domiciliaria
• Conceptos básicos de ciberseguridad
• Electricidad domiciliaria
• Instalador de aire acondicionado
• Jardinería general
• Operador de dron
• Formación en Atención al cliente
• Marroquinería
• Telar
• Corte y confección
• Sanitario y gas
• Modista

Quiénes pueden acceder al programa

El programa está dirigido a mayores de 18 años que se encuentren desocupados o no tengan un empleo formal registrado. También pueden inscribirse monotributistas sociales, monotributistas de categoría A, trabajadores de casas particulares y trabajadores rurales temporarios o estacionales.

La Resolución 295/2026 también incluye a empleados del sector privado cuya remuneración bruta mensual no supere el equivalente a tres Salarios Mínimos, Vitales y Móviles. Es decir, que ganen hasta 1.173.600 pesos en octubre.

El acceso está sujeto a las condiciones establecidas por el programa, a los requisitos particulares de cada capacitación y a la disponibilidad de cupos. La normativa aclara que, tras la inscripción y la asignación de una vacante, la persona recibe un voucher personal e intransferible que habilita la asistencia al curso.

El texto oficial establece que las capacitaciones podrán ser parcial o totalmente gratuitas, según la reglamentación y las condiciones que se definan para cada propuesta.

Paso a paso para anotarse a los cursos

1. Ingresar al portal oficial de vouchers de Formando Capital Humano del Ministerio de Capital Humano.
2. Revisar la oferta de capacitaciones disponible. Allí se pueden consultar cursos por temática, modalidad y características de cada propuesta.
3. Elegir el curso de interés. Antes de avanzar, conviene verificar el plan de estudios, el cronograma de clases, los objetivos y las condiciones de regularidad.
4. Completar la preinscripción desde la plataforma, siempre que se cumplan los requisitos previstos para ingresar al programa y a la capacitación elegida.
5. Esperar la confirmación de la vacante. La inscripción no garantiza por sí sola el ingreso, ya que la asignación depende de los cupos y de los criterios de priorización que se establezcan.
6. Recibir el voucher. Si la vacante es otorgada, el sistema asigna un comprobante personal e intransferible para asistir a la formación.

La cartera indicó que el portal también permite a los usuarios acceder a un perfil personal y buscar propuestas académicas. La plataforma fue presentada como un espacio de aprendizaje de alcance nacional, disponible desde dispositivos con conexión a internet.

El Ministerio de Energía y Minas (Minem) otorgó a Fenix Power Perú S.A. una concesión temporal para elaborar los estudios de factibilidad del Parque Eólico Pampas II, un proyecto con capacidad instalada estimada de 255 megavatios (MW) que se ubicará en los distritos de Santiago y Ocucaje, en Ica.

La autorización, aprobada mediante la Resolución Ministerial N.° 394-2026-MINEM/DM, tendrá una vigencia de 24 meses. Durante ese periodo, la empresa deberá desarrollar los estudios técnicos que definan la viabilidad de la central de generación eléctrica.

Pampas II: concesión no autoriza construcción del parque eólico

La decisión no habilita el inicio de obras ni garantiza que el parque eólico entre en operación. La concesión temporal permite a Fenix Power realizar estudios de factibilidad, utilizar bienes de uso público y solicitar servidumbres temporales que resulten necesarias para evaluar el proyecto.

Al término de los 24 meses, la compañía deberá entregar los estudios ejecutados y obtener la conformidad de la Dirección General de Electricidad. Para avanzar hacia una posible construcción, el proyecto deberá completar las siguientes etapas regulatorias, ambientales y de conexión eléctrica que exige la normativa peruana.

La concesión también obliga a la empresa a respetar las normas técnicas y de seguridad, las disposiciones de protección ambiental y las reglas vinculadas con la preservación del Patrimonio Cultural de la Nación.

Si Fenix Power incumple el cronograma de estudios, no presenta la documentación requerida o deja vencer la garantía de fiel cumplimiento, la Dirección General de Electricidad podrá ejecutar dicha garantía, de acuerdo con el Reglamento de la Ley de Concesiones Eléctricas.

El proyecto se ubicará entre Santiago y Ocucaje, en Ica

El Parque Eólico Pampas II tendrá una capacidad proyectada de 255 MW y se desarrollará en un área de los distritos de Santiago y Ocucaje, dentro de la provincia y el departamento de Ica.

La resolución delimita la zona de concesión temporal a través de 17 coordenadas UTM. Esos puntos definen el espacio en el que Fenix Power podrá realizar las evaluaciones previstas para determinar las características del proyecto, sus condiciones técnicas y los requerimientos para una futura infraestructura de generación.

La zona de Ica concentra una parte de los proyectos renovables en evaluación en el país. El Minem ha destacado que la región tiene condiciones favorables para la generación eólica y forma parte de los departamentos donde se concentra la expansión de esta tecnología, junto con Arequipa, Piura y Lambayeque.

En abril, el ministerio informó que el Parque Eólico Guarango, también situado en Ica, cuenta con una capacidad prevista de 330 MW y forma parte de un grupo de cinco proyectos eólicos con concesión definitiva de generación en el país.

Fenix Power amplía su cartera de proyectos renovables

Fenix Power Perú opera una central termoeléctrica de ciclo combinado en Chilca, en Lima, con una capacidad instalada de 572 MW. La compañía pertenece al grupo chileno Colbún, que en 2025 completó la adquisición de la totalidad de la empresa.

La compañía ha informado que cuenta con una cartera de proyectos renovables en distintas fases de desarrollo. Entre sus iniciativas figuran proyectos eólicos y solares en Ica, Piura, Moquegua y Arequipa, aunque cada uno depende de trámites ambientales, estudios técnicos, contratos y condiciones del sistema eléctrico antes de materializarse.

El Parque Eólico Pampas II se incorpora a esa cartera en una fase inicial de evaluación. La resolución no establece el monto de inversión, la cantidad de aerogeneradores, una fecha de inicio de obras ni una eventual fecha de puesta en operación comercial.

Datos divulgados sobre la cartera de Colbún en Perú indican que el grupo impulsa seis iniciativas renovables con una capacidad conjunta superior a los 2.000 MW. Entre ellas figura un proyecto eólico denominado Pampas.

Perú mantiene una amplia cartera eólica en trámite

El desarrollo de Pampas II ocurre mientras el país acumula proyectos eólicos en diversas fases administrativas. Un reporte sectorial difundido en enero señaló que Perú tenía 49 iniciativas eólicas en trámite, que sumaban 10.754 MW de capacidad proyectada.

La mayor parte de esos proyectos aún requiere permisos y estudios adicionales. De ese total, solo cinco tenían concesión definitiva de generación, con 988,2 MW en conjunto, según un recuento basado en datos de Osinergmin.

Con una capacidad estimada de 255 MW, Pampas II tendría una escala relevante dentro del mercado eólico peruano (1.021,3 MW). La potencia proyectada equivale a cerca de una cuarta parte de la capacidad eólica actualmente instalada en el país y lo ubicaría por encima de proyectos como Mórope y Caravelí.

La concesión temporal concedida a Fenix Power marca el inicio formal de los estudios de factibilidad de Pampas II. El avance hacia una concesión definitiva dependerá de los resultados de esas evaluaciones y del cumplimiento de los procedimientos posteriores ante las autoridades competentes.

El objetivo es que, a futuro, los profesionales de la salud puedan detectar cambios en la marcha a partir de la información reunida mientras una persona realiza sus actividades cotidianas. Ese seguimiento podría resultar útil para acompañar la evolución del Parkinson, lesiones cerebrales o de médula espinal y procesos de rehabilitación, además de aportar datos para evaluar el riesgo de caídas.

En la actualidad, estas evaluaciones suelen limitarse a observaciones breves en clínicas o laboratorios. Los aparatos que registran la actividad cotidiana, en cambio, requieren recargas periódicas.

La investigación fue publicada en la revista Science Advances. Con datos de cuatro voluntarios sanos, el equipo distinguió caminar lentamente, caminar rápido, correr y subir escaleras con una precisión del 95,4 %.

Cada paso aporta la electricidad necesaria para el funcionamiento

Los componentes electrónicos están ubicados en el talón de unas zapatillas blancas. Allí aprovechan la presión y el roce que se producen al apoyar el pie. El mecanismo se basa en el efecto triboeléctrico, un fenómeno relacionado con la electricidad estática que surge cuando determinados materiales se rozan y luego se separan.

La corriente que generan las pisadas llega en pulsos irregulares y no puede alimentar de manera directa los sensores ni el procesador. Por eso, el grupo de la Universidad Rutgers creó un circuito que la transforma en una corriente apta para el equipo. Según el comunicado institucional, este sistema permitió obtener hasta 120 veces más energía útil que un método convencional.

“Cuando una persona camina o corre, automáticamente tiene energía biomecánica disponible, por lo que se puede aprovechar”, afirmó Simiao Niu, profesor asistente del Departamento de Ingeniería Biomédica de la Escuela de Ingeniería de Rutgers, en el comunicado institucional.

Niu explicó que el calzado resulta adecuado para esta clase de medición porque reúne la información que interesa registrar y la energía necesaria para hacerlo. “Cuando una persona se sienta, no hay energía disponible, pero tampoco necesita monitoreo de la marcha”, señaló el investigador.

En medicina, la marcha incluye el equilibrio, la velocidad, la longitud de los pasos y el ritmo. Los cambios en esas características pueden ayudar a seguir la evolución de una enfermedad o de una rehabilitación. Aun así, el prototipo no cumple una función de diagnóstico.

“La marcha es uno de los indicadores más importantes para muchas enfermedades”, afirmó Niu. Un indicador de salud es una medida corporal que puede aportar información sobre el estado de una persona o la evolución de una afección.

La zapatilla analiza los datos sin enviarlos a otro equipo

El dispositivo incorpora un acelerómetro, un sensor que mide el movimiento del pie en tres direcciones. Un procesador pequeño revisa esos registros mediante inteligencia artificial, un programa capaz de reconocer regularidades en los datos. De ese modo, clasifica cada tramo de 15 segundos en una de las cuatro actividades estudiadas.

El análisis se realiza dentro de la zapatilla, sin remitir la información de forma constante a un teléfono móvil, una computadora o un servidor. Al evitar ese envío permanente, el equipo necesita menos electricidad para funcionar.

Adaptar el programa a la memoria limitada del procesador fue uno de los principales desafíos. La primera versión examinaba 21 rasgos del movimiento y alcanzaba una precisión del 98,1 %, pero excedía la capacidad disponible en el calzado.

El equipo comprobó que las variaciones registradas en las tres direcciones reunían la mayor parte de los datos útiles. Según se detalla en el estudio, el programa simplificado conservó una precisión del 95,4 %, operó cerca de 15 veces más rápido y utilizó alrededor de una sexta parte de la corriente que requería el modelo inicial.

“El problema fundamental de los dispositivos portátiles actuales es el límite entre energía e inteligencia”, afirmó el investigador. “Estamos desarrollando un dispositivo portátil inteligente con funciones de inteligencia artificial integradas que puede recolectar energía por sí solo, de modo que no haya que preocuparse por cargarlo”.

En conjunto, el sensor y el programa consumen 86 microvatios. Durante las pruebas de laboratorio, una caminata lenta produjo la electricidad necesaria para mantener activo el sistema.

Las pruebas aún no incluyen a pacientes ni a adultos mayores

Los resultados corresponden a cuatro participantes sanos de entre 23 y 26 años. El sistema se entrenó y se probó únicamente con las actividades previstas en la investigación, por lo que todavía no fue evaluado en adultos mayores, personas con trastornos del movimiento ni pacientes en rehabilitación.

Esa limitación impide usarlo para diagnosticar enfermedades, anticipar caídas o establecer si un tratamiento resulta eficaz. Antes de considerar las aplicaciones previstas, serán necesarios nuevos desarrollos y pruebas clínicas.

El comunicado de la universidad señala que, con más investigación, el diseño podría adaptarse para controlar la actividad cardíaca, señales químicas del organismo u otros aspectos de la salud. Ninguna de esas funciones integró las pruebas del modelo actual.

Fuying Dong, estudiante de doctorado en Ingeniería Biomédica de Rutgers y primera autora del estudio, indicó que el trabajo exigió coordinar cada componente del calzado. “La idea de diseñar conjuntamente todo el sistema es lo mejor que aprendí de este proyecto”, afirmó Dong.

“Se divide un proyecto grande en partes más pequeñas, se terminan una por una y se intenta entender cuál es la historia principal”, agregó la investigadora.

Una estudiante de quinto grado de un colegio privado de Villa Cubas, barrio ubicado en la capital de Catamarca, recibió una descarga eléctrica dentro del aula. Todo ocurrió luego de que rozara, de manera accidental, un cable que presuntamente se encontraba en mal estado.

Después del incidente, la menor fue asistida por una ambulancia y se encontraba bien tras el episodio. No obstante, indicaron que el hecho ocurrió el día en que la nena cumplía años, una situación que generó preocupación entre sus familiares y en la comunidad educativa.

Tras retirarse los servicios de emergencia, el personal policial intervino en el establecimiento. En este contexto, la madre de la alumna radicó una denuncia en la Unidad Judicial N°5. La presentación busca que se determinen las circunstancias en las que se produjo la descarga y el estado de las instalaciones eléctricas del colegio.

De acuerdo con la información obtenida por El Esquiú, el cable con el que habría tenido contacto la estudiante presentaba deterioros. Sin embargo, ese punto deberá ser corroborado en el marco de la investigación.

En línea con el reclamo, la familia manifestó que el colegio no contaría con un disyuntor eléctrico, un elemento destinado a interrumpir el suministro ante fallas o fugas de corriente. Esa versión también deberá ser verificada por las autoridades.

De esta manera, la causa deberá establecer si la instalación cumplía con las condiciones de seguridad requeridas, si el cable estaba dañado y si existieron responsabilidades vinculadas con el mantenimiento del establecimiento. Aunque la nena no habría sufrido lesiones de gravedad, el caso derivó en una investigación sobre las medidas de protección del colegio.

Condenaron al Estado y a una docente por quemaduras en un experimento escolar

Una ex alumna de una escuela secundaria pública del oeste del Gran Buenos Aires deberá ser indemnizada luego de sufrir quemaduras durante un experimento de química realizado en clase. La Justicia responsabilizó a la Dirección General de Cultura y Educación bonaerense y a la docente a cargo por el accidente ocurrido en 2017.

El fallo del Juzgado en lo Contencioso Administrativo N° 1 de Morón estableció reparaciones por incapacidad psíquica, tratamiento psicológico, daño moral y gastos médicos. También alcanzó a la aseguradora, aunque dentro de los límites previstos en la póliza.

La entonces estudiante, de 17 años, participaba el 10 de julio de 2017 de una experiencia conocida como “serpiente negra”. La práctica consistía en elaborar pastillas con bicarbonato de sodio, azúcar y alcohol para provocar una reacción de combustión sobre una bandeja metálica con arena.

Según el expediente, la docente volvió a rociar con alcohol los materiales que permanecían encendidos, después de que el resultado esperado no se produjera. Fue así que la combustión alcanzó a la alumna y a otro estudiante que se encontraban frente a la mesada.

A raíz de esto, la joven sufrió quemaduras en el rostro y la cabeza, mientras que su compañero resultó lesionado en la cara y el pecho. La demanda sostuvo, además, que el laboratorio no disponía de matafuegos, mantas ignífugas, botiquín ni elementos de protección adecuados para los alumnos.

Además, las pericias médicas determinaron que la joven no tenía secuelas físicas permanentes ni incapacidad física derivada de las quemaduras. No obstante, una evaluación psicológica fijó una incapacidad psíquica leve del 10% y recomendó un tratamiento terapéutico.

Por su parte, la provincia alegó que el episodio había sido un caso fortuito y que no podía establecerse un vínculo entre la organización escolar y los daños. Sin embargo, el tribunal rechazó esa postura al considerar que el uso de elementos inflamables en una práctica escolar implicaba un riesgo que debía prevenirse.

De esta manera, la resolución remarcó que el establecimiento tenía el deber de extremar las medidas de seguridad y concluyó que la falta de recaudos configuró un incumplimiento del deber de cuidado. También atribuyó responsabilidad a la profesora por no adoptar las protecciones necesarias durante la actividad.

En cambio, la vicedirectora de la institución quedó fuera de la condena porque no se acreditó una omisión directa de sus funciones vinculada con el accidente. No obstante, las demandadas y la aseguradora deberán afrontar las costas del proceso.

Finalmente, la sentencia otorgó una indemnización de $ 4.000.000 por incapacidad psíquica, $ 1.162.200 para tratamiento psicológico futuro, $ 2.000.000 por daño moral y $ 100.000 por gastos médicos y traslados. A esos montos se les sumarán intereses y una actualización basada en el Índice de Precios al Consumidor, mientras que el pago deberá efectuarse dentro de los 60 días posteriores a que quede firme la liquidación judicial.

La Cañada Real, situada a tan solo 14 kilómetros del centro de Madrid, cumple seis años sin luz este 2 de octubre. Son 2.191 días desde que la empresa Naturgy cortó el suministro eléctrico alegando conexiones ilegales por los cultivos de marihuana en la zona, por lo que miles de vecinos afrontan otro otoño más sin calefacción y los menores un nuevo curso estudiando bajo la luz de linternas y velas. Desde la Asociación Cultural de Mujeres Tabadol advierten que ya no se trata de una incomodidad ni de una situación provisional, y que detrás de esa no hay solo días sin electricidad, sino “familias, personas mayores enfermas, mujeres cuidadoras y una comunidad entera que se niega a desaparecer”.

“Nuestra reivindicación siempre ha sido clara: Cañada se queda. Una vivienda no son solamente cuatro paredes, es donde crecen nuestros hijos, donde cuidamos a nuestros mayores, donde están nuestros vecinos, nuestros recuerdos y nuestra comunidad. Por eso hablar de vivienda digna no puede reducirse a ofrecer cualquier techo en cualquier otro lugar”, señala Houda Akrikez, presidenta de la Asociación Cultural de Mujeres Tabadol y madre de tres hijas menores de edad, que denuncia que mantener a una población privada de un suministro esencial durante seis años dificulta enormemente la permanencia en sus viviendas.

La falta de electricidad, explica la activista, es una vulneración sostenida de derechos básicos, porque tener luz significa poder calentarse, conservar alimentos y medicamentos, lavar ropa, cocinar o permitir que los menores estudien en condiciones. “Cuando quedarse significa resistir invierno tras invierno, cuando la vida cotidiana se convierte en una carrera de obstáculos y cuando marcharse aparece una y otra vez como la alternativa, tenemos derecho a denunciar que esas condiciones pueden acabar funcionando como una forma de expulsión. Porque no hace falta que alguien llame a tu puerta para que empiece un desalojo”, añade.

El 2 de octubre de 2020 Naturgy, la empresa distribuidora de la luz en esta zona, cortó el suministro eléctrico, alegando que existían numerosas conexiones ilegales para suministrar a edificaciones y actividades ilícitas como el cultivo de marihuana. Sin embargo, desde la asociación aseguran que “esa excusa no se sostiene”, porque de ser así, “ya se habría resuelto procesando a los responsables”.

Los cortes de luz en este barrio, que comenzó a construirse en 1978, también incumplen lo acordado en el Pacto Regional para la Cañada Real Galiana, que fue firmado en 2017 por todos los partidos políticos presentes en la Asamblea de Madrid.

“Pesan más los intereses económicos”

La asociación reclama responsabilidades al Ayuntamiento de Madrid, la Comunidad de Madrid y el Gobierno central, al considerar que las competencias repartidas entre las distintas administraciones no eximen a ninguna de actuar. “Ninguna administración puede esconderse mientras una población permanece durante años sin un suministro esencial. No nos interesa convertir la Cañada en una pelea de partidos, no hablamos de derechas ni de izquierdas, sino de derechos humanos”, sostienen.

En ese contexto, las familias cuestionan las prioridades de las instituciones. Denuncian que el valor del suelo, los intereses económicos y los planes urbanísticos para el entorno pesan más que las necesidades de quienes ya residen en la zona. Recuerdan que el desarrollo del sureste de Madrid prevé la construcción de cinco nuevos barrios para cerca de medio millón de personas en terrenos próximos a la Cañada Real, una proximidad que, a su juicio, explica la voluntad de impulsar el desalojo, “no porque las viviendas proyectadas vayan a levantarse sobre el asentamiento, sino por el estigma que pesa sobre el barrio”.

La solidaridad no puede depender del código postal

La asociación apela a la solidaridad que ha despertado el caso de Maricarmen Abascal, la vecina de 87 años que fue desahuciada por la empresa Urbagestión Desarrollo e Inversiones y que, finalmente, debido a esa oleada de indignación, logró un acuerdo con la inmobiliaria para regresar a casa. Reclaman así que esa misma empatía se extienda a quienes viven en la Cañada Real, donde también hay familias que temen perder su hogar.

“La capacidad que tiene una sociedad para movilizarse cuando siente que alguien puede perder injustamente su hogar es una solidaridad necesaria que debe celebrarse, como hemos visto en el caso de Maricarmen. Pero también debería servirnos para hacernos una pregunta incómoda: ¿somos capaces de mirar con la misma humanidad a todas las personas? Porque en Cañada también hay familias que llevan años pidiendo ser escuchadas. La diferencia no puede estar en el barrio en el que viven, en su origen, en su apellido o en el color de su piel", añaden.

La asociación sostiene que el derecho a conservar una vivienda debe protegerse por igual, sin que el código postal determine quién merece acceso a un hogar digno.

Por todo ello, exigen el restablecimiento inmediato y estable de la electricidad, garantías para acceder a una vivienda digna y el respeto al arraigo de las familias. También reclama que los vecinos participen en las decisiones sobre el futuro de la Cañada Real y que todas las administraciones asuman sus responsabilidades.

Panamá exportó entre 101 y 143 GWh (gigavatio-hora) mensuales al resto del istmo durante el primer semestre de 2026, participación que desapareció en julio y agosto, cuando el informe del Centro Nacional de Despacho (CND) registró exportaciones hacia Centroamérica equivalentes a 0,00% del consumo.

La suspensión respondió a la necesidad de preservar el suministro local en un período de mayor demanda y menor disponibilidad hídrica.

El sistema panameño, se informó, mantenía costos marginales por debajo de varios mercados vecinos, pero las autoridades optaron por resguardar sus reservas ante el riesgo de tensiones internas.

El CND y la Empresa de Transmisión Eléctrica, S.A. (ETESA) suspendieron hasta 200 MW (megavatio) de exportaciones desde finales de junio.

La medida buscó evitar un escenario de racionamiento o aumentos abruptos en las tarifas nacionales.

La interrupción también modificó el papel de Panamá dentro del Mercado Eléctrico Regional (MER).

El país había aprovechado sus excedentes para vender energía a otras naciones centroamericanas, aunque esa estrategia dependía de la disponibilidad de agua y de la evolución de la demanda doméstica.

El precio regional subió mientras Panamá dejó de vender excedentes

La salida de energía panameña del sistema regional había contribuido a aliviar los precios durante los primeros meses del año.

En agosto, el MER promedió $180,56 por MWh, un aumento de 69,8% frente al mismo mes del año anterior.

Cada mercado denomina de forma distinta al precio de corto plazo. En Panamá se conoce como costo marginal, en Guatemala como precio spot y en Colombia como precio de bolsa, aunque los tres conceptos se refieren al valor necesario para generar el siguiente MWh.

Las metodologías de cálculo también difieren. La cifra colombiana surge de una conversión elaborada por la publicación especializada Nexo a partir de los 942 pesos por kWh publicados por XM para agosto, mientras que el valor panameño se obtuvo mediante un promedio propio de los datos horarios del CND.

En otras series del organismo panameño, el costo marginal llegó a $65,52. El Administrador del Mercado Mayorista (AMM) registró para México un precio de USD 49,64, por debajo del nivel regional informado para agosto.

La capacidad de Panamá para exportar electricidad se apoyaba en una hidrología favorable y en la disponibilidad de generación térmica. Esa ventaja comenzó a reducirse a medida que descendieron los niveles de los embalses y aumentó la presión sobre el sistema.

La perspectiva de agosto del IMHPA proyectó que el Bayano bajaría hasta 18,93% de su caudal multianual hacia diciembre. El descenso compromete una de las fuentes que permitían al país contar con excedentes para atender las necesidades del mercado regional.

En Honduras, un exgerente de la Empresa Nacional de Energía Eléctrica (ENEE) advirtió que la central hidroeléctrica El Cajón podría operar a la mitad de su capacidad.

El panorama regional mostró que la presión sobre los recursos hídricos no se limitaba al sistema panameño.

La generación hidroeléctrica, eólica y solar había sostenido buena parte de los excedentes disponibles durante los primeros meses del año. La reducción del aporte de los embalses alteró ese equilibrio y reforzó la necesidad de conservar energía para el consumo local.

La Autoridad Nacional de los Servicios Públicos (ASEP) informó una generación bruta total de 7.390,45 GWh durante el primer semestre de 2026. El registro incorporó la producción del Sistema Interconectado Nacional (SIN), los autogeneradores y los sistemas aislados.

El Ministerio de Economía y Finanzas (MEF) contabilizó una oferta total de 3.386.959,1 miles de kWh durante el primer trimestre.

La cifra representó un aumento de 5,2% frente al mismo período de 2025, en un contexto de expansión de la actividad económica y del consumo eléctrico.

La generación renovable alcanzó 2.570.410,9 miles de kWh en ese lapso, con un alza de 9,3% interanual.

La combinación de fuentes hidroeléctricas, eólicas y solares permitió disponer de energía adicional en determinados momentos del día.

Durante el primer trimestre, las exportaciones de electricidad hacia Centroamérica crecieron 79,7% y pasaron de 211.182,4 miles de kWh a 379.409,1 miles de kWh.

A los cortes de luz siguen los cortes de calle. El racionamiento y los constantes apagones han encendido las protestas en distintas ciudades del país, obligando al ministro de Energía Eléctrica, Rolando Alcalá, y al presidente de la Corporación Eléctrica Nacional (Corpoelec), Juan Fernández, a ofrecer la noche de este martes 29 de septiembre un inusual mensaje a la nación “para que conozcan lo que estamos haciendo para superar esta situación compleja por la que estamos pasando con el Sistema Eléctrico Nacional (SEN)”.

Alcalá indicó que en este último trimestre del año incorporarán 1.300 megavatios al SEN que, dijo, “servirán para lograr más estabilidad, más continuidad y menos interrupciones en el servicio de energía eléctrica para todos los usuarios a nivel general”.

“Paralelamente y en complemento con el plan de generación térmico, se están ejecutando importantes obras a nivel de transmisión. Destaca entre estas la ampliación de la subestación Planta Centro con la incorporación de un nuevo autotransformador 400-230, cuyos equipos llegaron recientemente del exterior y están en plena instalación”, agregó Fernández.

La presidenta encargada Delcy Rodríguez ha lanzado en ocho meses dos planes de ahorro eléctrico que, en la práctica, se traducen en interrupciones del servicio por seis horas o más en casi todo el país, con excepción de Caracas.

La crisis del sistema tiene más de 15 años, pero el oficialismo argumenta que la agudización del problema en estos momentos obedece al impacto del doblete sísmico del 24 de junio -que afectó diversas instalaciones-, las altas temperaturas que llevan al aumento del consumo de energía y el repunte de la economía.

Los expertos, en cambio, afirman que el colapso responde a años de falta de mantenimiento e inversión, ineficiencia y escándalos milmillonarios de corrupción con obras que se planificación y jamás se terminaron.

Nuevo momento

Los funcionarios subrayaron que “a diferencia de años anteriores”, ahora “sí tienen acceso directo a repuestos y piezas originales de los principales fabricantes del mundo”.

Tras la captura de Nicolás Maduro y su esposa Cilia Flores por parte de fuerzas especiales de Estados Unidos, el gobierno interino de Delcy Rodríguez restableció las relaciones con Washington, que ha enfatizado la necesidad de mejorar el SEN para impulsar la producción de petróleo y la recuperación de la economía venezolana.

“Para garantizar un sistema robusto capaz de acompañar el crecimiento económico del país, hemos consolidado alianzas estratégicas con empresas internacionales de primer nivel”, resaltó Alcalá, quien mencionó los acuerdos firmados con Impsa, General Electric y Siemens.

“Estamos trabajando para el suministro de piezas y tecnologías originales y repotenciando nuestros sistemas termoeléctricos de transmisión, generación y distribución”, recalcó el titular de Energía Eléctrica.

El ministro elogió la aprobación de la nueva Ley Orgánica del Servicio Eléctrico Nacional, parte del paquete legislativo sancionado por el Parlamento siguiendo las directrices de la Casa Blanca.

La norma “va a permitir la integración del sector público y privado en las actividades de generación, transmisión, distribución y comercialización de la energía”, con el fin de “fomentar la competitividad, mejorar la eficiencia y atraer inversiones que fortalezcan la infraestructura eléctrica”, acotó.

El jefe de Corpoelec reiteró el “llamado a la población al uso eficiente de la energía”, invitación que suele ser respondida con ironía en las redes sociales, con los usuarios comentando que no pueden ahorrar algo que no tienen.

El problema que el ingeniero buscaba resolver tenía siglos: la región recibe apenas 100 milímetros de lluvia al año, una cifra comparable a la del Sahara, y sus 300.000 habitantes dependen del deshielo para regar sus campos. El caudal corre en invierno, cuando nadie lo necesita, y escasea en abril y mayo, en plena temporada de siembra. La solución fue capturar ese recurso antes de que se perdiera.

Cómo funciona el glaciar artificial sin bombas ni electricidad

El sistema no tiene motor, no consume electricidad y no requiere operarios especializados. Funciona solo con física: una tubería enterrada conecta un punto alto del río con las afueras del pueblo. La diferencia de altura —unos 60 metros— genera la presión suficiente para que el caudal ascienda y salga disparado como una fuente. “Los componentes son un punto aguas abajo, uno aguas arriba y un desnivel”, explicó Wangchuk al medio estadounidense CNN.

Con temperaturas que en Ladakh bajan hasta los -30 °C, el chorro se congela en el aire antes de tocar el suelo. Capa sobre capa, crece un cono que puede superar los 20 metros de altura. La forma no es decorativa: un cono expone poca superficie al sol en relación con el volumen de hielo que contiene, lo que frena el derretimiento. Mientras una capa plana desaparece antes de que llegue la primavera, la torre aguanta hasta mayo o junio, cuando los cultivos más lo necesitan.

Del prototipo al medio centenar de glaciares en una década

El primer cono se levantó en el invierno de 2013-2014 en el campus de SECMOL (Students’ Educational and Cultural Movement of Ladakh), la escuela alternativa que el propio ingeniero fundó en 1988. Almacenó 150.000 litros: suficiente para comprobar que la idea funcionaba, pero apenas era el punto de partida. La segunda versión ya superó 1,5 millones de litros. Las siguientes, más. Hoy algunas torres individuales retienen varios millones de litros cada una.

La escala del programa creció al mismo ritmo. En 2015, cerca de 1.000 pobladores plantaron más de 5.000 árboles —sauces y álamos— con el caudal liberado por las estructuras, según registró The Guardian. El programa se extendió a más de una docena de comunidades en distintas zonas de la región, con decenas de millones de litros disponibles cada primavera. En 2016, el ingeniero llevó el invento a Pontresina, en los Alpes suizos, donde se erigió la primera ice stupa de Europa.

Un modelo que frenó el despoblamiento de aldeas enteras

La urgencia del invento crece con el tiempo. Un estudio de la Universidad de Aberdeen sobre más de 2.200 glaciares del Himalaya detectó que en el 86% de los casos la línea de nieve ascendió unos 300 metros en 42 años. A medida que las formaciones naturales se reducen, los conos artificiales cubren parte de esa diferencia y evitan que varios pueblos queden despoblados por falta de cosechas.

La expansión del programa llevó a la creación del HIAL (Himalayan Institute for Alternative Ladakh), institución que amplió el trabajo de SECMOL y llegó a operar 52 estructuras en el territorio y 14 más en otros países.

Hoy ese mismo perfil —el del solucionador práctico— sostiene un proyecto que, con tubería, física y temperatura, convierte el invierno más crudo en reserva para la próxima cosecha.

El Departamento de Energía de Estados Unidos destinará casi USD 2.000 millones a 31 proyectos distribuidos en 26 estados con el objetivo de ampliar la capacidad de transmisión eléctrica sin construir nuevas líneas desde cero.

La iniciativa, denominada SPARK (“De velocidad a potencia mediante la reconducción acelerada y otras mejoras clave en tecnologías avanzadas de transmisión”), apunta a liberar más de 23 gigavatios de capacidad adicional —suficiente para abastecer a 16 millones de hogares— mediante la modernización de infraestructura ya existente.

El programa responde a una presión creciente sobre la red eléctrica estadounidense: la proliferación acelerada de centros de datos impulsados por la inteligencia artificial consume volúmenes de energía que los planes de generación actuales no logran absorber, indicó Associated Press.

Las facturas de electricidad suben por encima de la inflación en varias regiones del país, y en algunos mercados locales se atribuye directamente ese encarecimiento a la demanda de los data centers.

El plan implica modernizar más de 34.000 kilómetros de líneas sin abrir nuevos corredores

El financiamiento total del programa asciende a USD 5.250 millones: USD 1.900 millones aportados por el gobierno federal y USD 3.350 millones en contrapartida de los propios beneficiarios.

Los fondos provienen de la Ley de Infraestructura Bipartidista sancionada durante la administración de Joe Biden. Los receptores incluyen empresas de servicios públicos, cooperativas y cuatro agencias estatales —Colorado, Indiana, Ohio y Oklahoma—, que en conjunto captaron USD 810 millones del total federal.

Los proyectos contemplan dos líneas de acción principales. Por un lado, el recableado o reconstrucción de más de 2.400 kilómetros (1.500 millas) de líneas de transmisión de alta tensión con conductores de mayor capacidad.

Por otro, la incorporación de tecnologías de mejora de red (GETs, por sus siglas en inglés) a lo largo de casi 34.000 kilómetros (21.000 millas) de tendido existente. Al maximizar los derechos de paso ya disponibles, el plan evita las demoras de décadas que implica habilitar nuevos corredores de transmisión.

Las tecnologías clave permiten medir condiciones en tiempo real para usar cada línea al máximo

Entre las herramientas desplegadas figuran sensores de fibra óptica integrados en los propios cables de transmisión. Estos dispositivos registran temperatura, velocidad del viento y otras variables ambientales en tiempo real, lo que permite calcular con precisión cuánta energía puede circular por cada tramo sin riesgo de sobrecarga.

El secretario de Energía, Chris Wright, explicó el mecanismo durante una conferencia de prensa en las instalaciones de PPL Corp. en Allentown, Pensilvania: “Esto es una forma rápida de bajar el precio de la electricidad y aumentar la confiabilidad: usar fibras que ya están en las líneas de transmisión para analizar cuál es la temperatura, cuál es el viento, cómo podemos usar esta línea para distribuir más energía”.

Además, en diálogo con Associated Press, aseguró: “Se realiza de manera segura y solo en las condiciones correctas”.

PPL Corp., la empresa de servicios eléctricos del este de Pensilvania, recibirá USD 71,5 millones para modernizar una línea de alta tensión de unos 48 kilómetros (30 millas) en el norte del estado.

La compañía informó que dos centros de datos ya entraron en operación este año en su zona de cobertura, seis más están en construcción y la demanda eléctrica pico podría quintuplicarse para 2032 si se concretan todos los proyectos en etapa de planificación avanzada.

Los estados con mayor participación abarcan proyectos de alcance regional

Las agencias estatales de Colorado y Oklahoma fueron seleccionadas para intervenciones en redes de escala regional, mientras que Indiana y Ohio también figuran entre los principales receptores de fondos. La distribución geográfica de los 31 proyectos responde a un criterio de priorización: se seleccionaron los que podían ponerse en operación con mayor rapidez.

El secretario Wright señaló que espera ver algunas mejoras en funcionamiento antes del invierno boreal, con el objetivo de amortiguar los picos de precio que se producen cuando la demanda se dispara por condiciones climáticas extremas.

Reconoció, sin embargo, que no tenía certeza sobre si los proyectos se habrían concretado sin el apalancamiento federal: muchos ya estaban en consideración antes de que se ofrecieran los subsidios, pero los receptores no habían “terminado de decidirse”.

Resistencia comunitaria a los centros de datos

La oposición de comunidades locales a la instalación de data centers se expandió en todo el país y alteró el mapa de las elecciones legislativas de mitad de mandato. Legisladores de ambos partidos cuestionaron públicamente el impacto de los centros de datos sobre las tarifas eléctricas y la calidad de vida de los vecinos.

Julia Selker, directora ejecutiva de la WATT Coalition —asociación de la industria de tecnologías de mejora de redes—, calificó tanto la escala de la inversión como la selección de proyectos como significativas.

Señaló que las empresas de servicios eléctricos de Estados Unidos están rezagadas respecto de Europa en la adopción de estas tecnologías, pese a la inversión federal previa en desarrollo y pruebas.

Drew Maloney, presidente del Edison Electric Institute (EEI), organismo que agrupa a las empresas de servicios públicos con fines de lucro, sostuvo que las compañías del sector realizan cada año una “inversión significativa” en nuevas tecnologías para fortalecer la red y reducir los cortes.

La administración federal también impulsa, en paralelo, que las grandes empresas tecnológicas conecten sus centros de datos directamente a plantas generadoras y a líneas de alta tensión, y trabaja en la conversión de antiguas instalaciones de enriquecimiento de uranio de la Guerra Fría en complejos de data centers y generación eléctrica.

El excandidato presidencial Enrique Márquez exigió en un video en sus redes sociales al Gobierno venezolano un plan de emergencia con metas, presupuesto, responsables y fechas verificables para reducir los apagones que afectan a distintas regiones del país, donde los cortes llegaron a extenderse por varias horas y, en algunos casos, por días.

“Grabo este video como la mayoría de los venezolanos: sin luz”, afirmó al inicio de su mensaje, en el que cuestionó la falta de un cronograma público para atender la crisis eléctrica.

Distintas zonas de Venezuela registraron nuevos cortes el jueves. Usuarios y autoridades locales informaron interrupciones en Portuguesa, Mérida y Zulia, además de sectores de Caracas. Los apagones formaron parte de racionamientos cuya programación oficial no se publicó de forma regular.

Bajo este contexto, la presidenta encargada, Delcy Rodríguez llamó ayer a colaborar con el ahorro energético ante un aumento de la demanda que, según dijo, no se registraba desde 2017. Tras regresar de su participación en la Asamblea General de las Naciones Unidas, la presidenta encargada indicó que sostuvo reuniones con funcionarios para abordar la situación nacional, incluido el funcionamiento del sector eléctrico ante la ola de calor.

Por su parte, el dirigente sostuvo que los cortes alteraron actividades cotidianas y servicios esenciales. “Cuando se va la electricidad, no solo se apaga un bombillo, se paraliza el comercio, se detiene la industria, se puede interrumpir una operación médica, un niño deja de estudiar, una familia pierde el agua, la comunicación y hasta la tranquilidad”, señaló.

El impacto de las fallas eléctricas alcanzó con mayor fuerza a las regiones fuera de Caracas. “Mientras Caracas suele recibir mayor protección, millones de venezolanos en el resto del país pasan horas, y en algunos lugares, días, sin servicio eléctrico”, indicó el ex candidato presidencial.

Además, citó estudios especializados, sin precisar su origen, según los cuales solo uno de cada diez hogares informó que recibió electricidad sin interrupciones, mientras seis de cada diez dijeron sufrir apagones todos los días.

“Cuando la excepción es tener luz todo el tiempo, el país está frente a una emergencia y esa emergencia no se está tratando con la seriedad y responsabilidad que merece”, declaró.

Márquez dirigió un pedido directo a las autoridades: “Señores del Gobierno, díganle la verdad al país. Presenten el plan, pongan fechas y responsables. Venezuela exige respuestas y necesita soluciones”.

El dirigente atribuyó el deterioro a la concentración de la gestión en la Corporación Eléctrica Nacional, Corpoelec, a la reducción de la planificación técnica y a la falta de inversión. También señaló que se reemplazó la preparación profesional por criterios políticos y que las denuncias de sabotaje no explicaron el deterioro de la infraestructura.

“A un trabajador se le puede callar, a una subestación eléctrica dañada, no”, sostuvo Márquez.

El Gobierno venezolano atribuyó en años anteriores parte de las fallas eléctricas a las sanciones internacionales, al fenómeno de El Niño y a acciones de sabotaje. Por su parte, sectores de la oposición, organizaciones no gubernamentales y especialistas relacionaron los problemas con el mantenimiento pendiente, la falta de inversión y hechos de corrupción denunciados en el sector.

En los últimos meses, el Ejecutivo firmó una alianza estratégica con la estadounidense GE Vernova para fortalecer el sistema eléctrico y recuperar infraestructura destinada a la industria petrolera. En junio, ambas partes suscribieron un memorando de entendimiento. Rodríguez también anunció en abril negociaciones con Siemens vinculadas con el área energética.

(Con información de EFE)

La crisis de los servicios públicos golpea el mercado laboral venezolano.

Una investigación de la consultora Anova señala que alrededor de 494 mil 763 personas dejan de trabajar a causa de las fallas en el suministro de agua o electricidad en los hogares, situación que provoca una pérdida de unos mil 600 millones de dólares o 1,4% del Producto Interno Bruto (PIB).

El estudio realizado por la firma del economista Omar Zambrano concluye que siete de cada diez hogares venezolanos reciben agua o electricidad de forma precaria, 21,7% más que en 2025. “En promedio, vivir en uno de esos hogares reduce en 4,4 puntos porcentuales la probabilidad de participar en el mercado laboral y en 3,9 puntos la de estar ocupado”, indica.

De acuerdo con estas estimaciones, “eso equivale a unas 494 mil 763 personas que dejan de trabajar, mil 159,4 millones de dólares que se dejan de percibir en ingresos laborales y cerca de mil 600 millones de dólares de producto que la economía deja de generar, 1,4% del PIB”.

Racionamiento

Venezuela arrastra casi 15 años con una severa crisis de su sistema eléctrico. Desde que asumió la Presidencia encargada el 3 de enero, Delcy Rodríguez ha lanzado dos planes de ahorro que básicamente se traducen en interrupciones del servicio y apagones que en algunos casos se extienden por diez horas.

Además de los cortes de luz, el Ejecutivo instauró un “esquema de trabajo interdiario con jornada parcial” en distintas instituciones del Estado.

El régimen chavista culpa de esta debacle a los fenómenos climáticos y las sanciones impuestas por Estados Unidos. Sin embargo, los expertos señalan que las causas reales son la falta de planificación y mantenimiento, la incapacidad de las autoridades y los mil millonarios escándalos de corrupción en proyectos que jamás se culminaron.

La Confederación Venezolana de Industriales (Conindustria) informó que de las 488 horas laborales del segundo trimestre del año, las empresas reportaron 214 sin suministro eléctrico. “Esto significó un 68% más de horas afectadas comparadas con el trimestre pasado”, precisó Conindustria.

Impuesto

“Como advierte la literatura especializada, estas privaciones operan como un impuesto de tiempo: el esfuerzo físico, la logística del almacenamiento y las horas invertidas en la supervivencia doméstica compiten directamente con el tiempo disponible para generar ingresos laborales”, explica Anova.

Observa que “la falta de servicios no solo encarece la vida doméstica: condiciona directamente la decisión de integrarse a la fuerza de trabajo, en línea con la evidencia internacional”.

Anova encontró que existe un sesgo de género. “En los hogares sin fallas de servicios públicos, las mujeres ocupadas trabajan 3,2 horas semanales menos que los hombres. En los hogares precarios, la brecha llega a 5,6 horas. La diferencia, 2,4 horas a la semana, representa un incremento de 75% en la brecha de género y puede interpretarse como la penalización adicional que carga una mujer por vivir en un hogar con servicios públicos deficientes”.

En el caso de los hombres de hogares precarios, apunta que “trabajan 1,7 horas semanales más que los de hogares sin fallas, presumiblemente para compensar la presión sobre el ingreso familiar”.

La consultora recalca que la “productividad laboral está severamente limitada cuando siete de cada diez hogares organizan su día en torno a la llegada del agua y al horario del apagón, y cuando el propio Estado reduce su jornada para ahorrar electricidad”.

El Festival Cordillera 2026 marcó un precedente en la industria de eventos masivos en Colombia al operar una de sus áreas de servicio con energía prácticamente libre de combustibles fósiles. La zona de baños VIP número 2 funcionó durante las dos jornadas del festival con un sistema híbrido de generación solar y almacenamiento en baterías, desarrollado por Caban Energy, Klik y Páramo Impacta, que alcanzó un consumo 96,58 % limpio y renovable.

La instalación, compuesta por 24 paneles solares y seis baterías de litio, se convirtió así en la primera de su tipo dentro de un festival colombiano y sirvió como prueba de campo para evaluar el desempeño de estas tecnologías en condiciones reales de alta demanda.

Cómo funcionó el sistema de energía solar y baterías en el festival

El esquema instalado en Cordillera 2026 combinó generación fotovoltaica con almacenamiento en baterías de litio con tecnología LFP. Durante el día, los 24 paneles solares, de 620 Wp cada uno, captaron la radiación solar y suministraron energía de forma directa a la zona de baños.

Una parte de esa energía se destinó al funcionamiento inmediato del servicio, mientras que el excedente se almacenó en seis baterías de litio. Este mecanismo permitió que, una vez caída la noche y sin luz solar disponible, el sistema siguiera entregando energía limpia sin interrupciones.

El monitoreo y control de toda la operación estuvo a cargo de Continuo, la plataforma tecnológica de Caban Energy, encargada de supervisar el comportamiento del sistema durante los dos días de festival.

En términos de capacidad, la instalación contó con una potencia solar de 14,8 kWp y una capacidad de almacenamiento de 28,8 kWh. Un sistema de energía solar con baterías es una solución que capta la radiación del sol durante el día para uso inmediato y almacena el excedente en baterías de litio, de modo que pueda utilizarse por la noche o cuando no hay generación solar, sin depender de combustibles fósiles.

Resultados de generación y ahorro energético logrado

Durante las dos jornadas del Festival Cordillera 2026, el sistema generó 44 kWh de energía a partir de fuentes solares. De ese total, se registró una carga de batería de 32,6 kWh y una descarga de 20,7 kWh, cifras que reflejan cómo operó el ciclo de almacenamiento y suministro a lo largo del evento.

Más allá de los datos de generación, la implementación tuvo un efecto directo sobre el uso de combustibles tradicionales. El sistema permitió ahorrar alrededor de 1,3 litros de diésel por hora, lo que se tradujo en un ahorro total de 5 galones durante los dos días de operación.

Esa reducción, según se explica, equivale aproximadamente a las emisiones que generaría un automóvil de combustión al recorrer 127 kilómetros. El dato ilustra el impacto ambiental de reemplazar, incluso de forma parcial, la generación con diésel por fuentes renovables en un evento de alta demanda energética.

Por qué esta prueba energética cobra relevancia en el contexto climático actual

La implementación de esta microrred no ocurre de manera aislada. Se enmarca en un contexto climático descrito por expertos como uno de los fenómenos de El Niño más intensos desde 1950.

Investigadores han señalado riesgos asociados a sequías, calor extremo, menor nivel de embalses, incendios y afectaciones marinas para el período comprendido entre octubre y diciembre. Este panorama incrementa la necesidad de diversificar las fuentes de generación energética disponibles en el país.

En ese sentido, la combinación de energía solar y almacenamiento en baterías se presenta como una alternativa que permite gestionar la energía de manera más flexible, aprovechando las horas de mayor radiación solar para disponer de esa energía posteriormente, bajo demanda, incluso cuando la generación fotovoltaica directa no está disponible.

Qué representa esta experiencia para la industria de festivales en Colombia

La prueba realizada en Cordillera 2026 funcionó como un banco de pruebas real para tecnologías que buscan reducir la dependencia de fuentes fósiles en eventos masivos, donde la continuidad del servicio eléctrico resulta indispensable para la operación durante toda su duración.

El hecho de que la zona de baños VIP haya operado con 96,58 % de energía limpia y renovable demuestra que es posible incorporar fuentes de generación solar y sistemas de almacenamiento en infraestructuras temporales de alta exigencia, sin comprometer la continuidad del servicio.

Esta experiencia se suma a un conjunto de iniciativas que exploran cómo la industria del entretenimiento puede avanzar hacia esquemas de generación con menor dependencia de combustibles fósiles, en un momento en que las condiciones climáticas exigen mayor flexibilidad y diversificación en las fuentes de energía disponibles.

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.