La inteligencia artificial se sitúa como la principal prioridad de innovación para el sector energético español.

El sector energético español lo tiene claro. La Inteligencia Artificial es la herramienta del futuro para el progreso de las compañías. De hecho, se sitúa como el más intensivo en inversión innovadora entre las principales industrias en España.

El 38% de las compañías energéticas destina ya más del 10% de sus ingresos a innovación, 15 puntos más que en 2025, superando a sectores como tecnología (26%), finanzas (22%) o defensa (20%).

Asimismo, el 90% de las empresas energéticas en España prevé aumentar su inversión en innovación durante 2026, 10 puntos por encima de la media global, mientras que solo un 3% contempla reducir su presupuesto en esta área.

Esta tendencia refleja el creciente peso de la innovación dentro de la estrategia empresarial del sector, en un contexto marcado por la transición energética, la digitalización, la presión regulatoria y la necesidad de avanzar hacia modelos de negocio más eficientes.

Estas son algunas de las principales conclusiones del VII Barómetro Internacional de la Innovación de Ayming, que analiza la evolución de la innovación en 10 sectores y 17 países. Para su elaboración, Ayming ha entrevistado a 850 directivos de I+D+i y CEOs de Europa, Norteamérica y Asia, con el fin de identificar las principales tendencias y desafíos en materia de innovación.

La IA, prioridad

El sector energético continúa avanzando hacia modelos más digitalizados, sostenibles y eficientes. Dentro de esa hoja de ruta, la inteligencia artificial gana protagonismo como herramienta clave para optimizar operaciones, mejorar la eficiencia energética y acelerar la capacidad de adaptación de las compañías.

De hecho, el 41% de las empresas energéticas sitúa ya la implantación de la IA entre sus principales prioridades de innovación, frente al 35% registrado el año anterior, lo que supone un incremento de seis puntos porcentuales.

Junto a ello, la sostenibilidad se consolida como otro de los grandes ejes estratégicos del sector. El 38% de las empresas energéticas sitúa la mejora de la sostenibilidad y la huella medioambiental entre sus principales prioridades, frente al 25% registrado en 2025.

Este avance refleja que la sostenibilidad se afianza como una prioridad clave en la hoja de ruta de las compañías, en línea con los objetivos de transición energética y descarbonización del sector.

Por su parte, la optimización de operaciones y procesos se mantiene entre las principales prioridades del sector, señalada por el 36% de las empresas. En paralelo, la implantación de nuevas herramientas y tecnologías también gana peso, al pasar del 30% al 36%, confirmando la apuesta de las compañías por acelerar su transformación tecnológica.

Falta de talento

La captación de profesionales cualificados se ha convertido, además, en uno de los grandes desafíos del sector. A nivel internacional, el barómetro revela que la falta de habilidades y talento es ya la principal barrera para la innovación y afecta especialmente al ámbito energético, donde el 52% de las empresas reconoce sufrir esta limitación, el porcentaje más elevado entre todos los sectores analizados.

La innovación en el sector energético exige, por tanto, algo más que inversión, pues requiere de las organizaciones capacidad para atraer talento, sostener proyectos a largo plazo y transformar la estrategia en iniciativas ejecutables y escalables.

Ayudas públicas

En este escenario, las ayudas públicas han reforzado su papel como motor de la innovación energética. El 59% de las compañías recurre a subvenciones y programas de apoyo para financiar sus proyectos, frente al 48% registrado el año pasado, lo que convierte a la financiación pública en la principal vía de respaldo a la I+D+i del sector. Los fondos propios y las deducciones fiscales a la innovación son utilizados por el 54% de las empresas.

El dato sitúa a la financiación pública como una palanca clave para acelerar la transformación del sector, complementando la inversión realizada directamente por las propias compañías.

En conjunto, los resultados del Barómetro muestran un sector energético cada vez más intensivo en innovación, impulsado por la inteligencia artificial, la sostenibilidad y la transformación tecnológica.

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El Boletín Oficial del Estado (BOE) de 12 de febrero de 2026 ha publicado el Real Decreto 88/2026, de 11 de febrero, por el que se aprueba el Reglamento general de suministro, comercialización y agregación de energía eléctrica.

Este nuevo reglamento establece el régimen jurídico aplicable a las actividades minoristas del sector eléctrico, en particular las actividades de comercialización, suministro y agregación de energía eléctrica, así como las relaciones entre los distintos sujetos que intervienen en ellas. El objetivo principal de la norma es reforzar la protección de los consumidores y garantizar el suministro eléctrico a todos los usuarios finales.

Principales novedades

Entre los cambios más relevantes que introduce la norma para comercializadoras y consumidores destacan los siguientes:

1. Reforzar la protección del consumidor. Fin de la contratación telefónica no solicitada: se prohíben las llamadas comerciales y la contratación por teléfono si el consumidor no la ha solicitado o autorizado expresamente.
2. Mayor transparencia en cambios contractuales: antes de cualquier modificación de contrato o de precios, la empresa deberá entregar un documento claro que explique cómo afectará a la factura, incluyendo una comparación entre las condiciones actuales y las nuevas.
3. Impulso a las tarifas dinámicas: las comercializadoras con más de 200.000 clientes deberán ofrecer también tarifas con precios dinámicos.
4. Cancelación sin penalización para pequeños consumidores: los hogares y pymes con menos de 15 kW podrán cancelar su contrato sin penalización, salvo en contratos a precio fijo antes de la primera prórroga anual (con un límite máximo del 5% de la energía pendiente). En el caso de consumidores vulnerables que cambien al PVPC, no podrá aplicarse penalización.
5. Cambio de comercializadora en 10 días: el proceso deberá completarse en un plazo máximo de 10 días.
6. Mayor control sobre el bono social: para renunciar al bono social será necesario el consentimiento expreso del consumidor. Además, las empresas deberán informar mensualmente a la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia (CNMC) de estas renuncias.
7. Refuerzo de la atención al cliente: las comercializadoras deberán disponer de un servicio gratuito de atención al cliente y reclamaciones (al menos en formato digital), dejar constancia de las comunicaciones y responder en un plazo máximo de 15 días.
8. Limitaciones a los cortes de suministro: no se podrá interrumpir el suministro en días festivos ni en vísperas de festivo. Asimismo, se realizará un seguimiento periódico de los cortes.
9. La refacturación por errores de lectura introduce reglas más equilibradas: si el error favorece al consumidor, la empresa deberá devolver las cantidades cobradas de más con intereses más un 1,5%; si favorece a la comercializadora, se permitirá prorratear el ajuste durante tantos meses como duró el error, con un máximo de un año a pesar de que, en puridad, esa responsabilidad es de la distribuidora.
10. Se amplía las opciones de contratación: contratos (no PVPC) de temporada de menos de un año, varios contratos simultáneos con una o varias comercializadoras y, en casos específicos, acceso directo al mercado mayorista sin solapamientos en periodos de liquidación.
11. Nueva figura del agregador independiente: se regula esta figura, que podrá gestionar el consumo de varios clientes para participar en los mercados eléctricos. Los consumidores podrán contratar estos servicios sin necesidad de cambiar su comercializadora habitual. La idea es permitir que consumidores y pequeñas instalaciones se agrupen para ofrecer servicios al sistema eléctrico (por ejemplo, reducir su consumo en momentos de tensión del sistema). La norma define sus derechos y obligaciones, Los agregadores combinarán consumos o electricidad generada por consumidores, productores o instalaciones de almacenamiento para su venta o compra en los mercados de electricidad, especialmente en los de balance, prestando servicios de respuesta de demanda.
12. Actualización del SIPS: el Sistema de Información de Puntos de Suministro se moderniza, designando a Red Eléctrica como punto de acceso único a los datos. Los consumidores podrán consultar gratuitamente su información y decidir si autorizan o no su cesión a terceros.
13. Todos los consumidores tendrán la flexibilidad de contratar dos potencias distintas a lo largo del año. Esta doble potencia podrá ajustarse con la periodicidad que mejor se adapte al perfil de cada consumidor: trimestral, mensual, diaria o incluso horaria. Será la CNMC quien determine los precios y las condiciones de facturación asociadas a estos cambios.
14. Por último, hay un riesgo reconocido por todos: este Reglamento no será plenamente efectivo hasta que se aprueben más de una docena de normas complementarias —procedimientos, resoluciones, guías técnicas, formatos de intercambio de información— y hasta que todos los actores (MITECO, CNMC, OS/gestor de la red de transporte, distribuidores y comercializadoras) estén alineados.

Plazo de adaptación

Las comercializadoras disponen de un plazo de cuatro meses para adaptarse a las nuevas obligaciones establecidas por el reglamento.

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La escalada de la guerra contra Irán está generando una nueva situación de incertidumbre internacional. Como ya ha ocurrido en otros momentos recientes, durante la pandemia del covid-19 o tras la invasión de Ucrania por parte de Rusia, los conflictos geopolíticos suelen tener un impacto directo en los mercados energéticos.

A continuación resumimos las principales medidas que más afectan al consumidor final sobre el Real Decreto-ley 7/2026, de 20 de marzo, por el que se aprueba el Plan Integral de Respuesta a la Crisis en Oriente Medio.

 Medidas sobre consumo eléctrico

• IVA EN ELECTRICIDAD:

Reducción del 21% al 10% en las facturas de electricidad para suministros con potencia contratada igual o inferior a 10 kW, con vigencia hasta el 30 de junio de 2026.

• IMPUESTO ESPECIAL SOBRE LA ELECTRICIDAD (IEE):

Reducción excepcional del 5,11% al 0,5% con vigencia hasta el 30 de junio de 2026, respetando los mínimos legalmente establecidos. [boe.es]

• VIGENCIA (lo anterior):

Del 22/03/2026 al 30/06/2026. (Se evaluará continuidad en mayo según IPC, si en el mes de abril la evolución del IPC no supera en 15 el del mes de marzo)

Ámbito de aplicación¹:

• Clientes Residenciales
• Empresas
• Autónomos
• Comunidades de Propietarios

¹Con contratos de ≤ 10 KW, con independencia del nivel de tensión del suministro y la modalidad de contratación

• FLEXIBILIZACIÓN TEMPORAL DE CONTRATOS ELÉCTRICOS:

Hasta el 31 de diciembre de 2026, las modificaciones de potencia en contratos de autónomos y empresas no estarán gravadas con la tasa de 10,94€ ni habrá la limitación de realizar un cambio de potencias cada doce meses.

• SUSPENSIÓN DEL IMPUESTO A LA GENERACIÓN ELÉCTRICA:

Otra medida relevante es la suspensión temporal del Impuesto sobre el Valor de la Producción de Energía Eléctrica (IVPEE). Este impuesto grava con un 7% la generación de electricidad. Aunque lo pagan las empresas generadoras, su coste suele trasladarse parcialmente al precio del mercado eléctrico.

• MEDIDAS DE PROTECCIÓN PARA HOGARES VULNERABLES:

El decreto también mantiene medidas del escudo social energético, entre ellas:

Descuentos del bono social eléctrico:

• 42,5% para consumidores vulnerables

• 57,5% para consumidores vulnerables severos

Protección frente a cortes de suministro para hogares en situación de vulnerabilidad.

• FLEXIBILIZACIÓN DE CONTRATOS ELÉCTRICOS:

Se habilitan mecanismos para facilitar modificaciones contractuales temporales en determinados contextos energéticos excepcionales.

Medidas sobre consumo de gas

• IVA EN GAS:

Reducción del 21% al 10% en las facturas de gas, con vigencia hasta el 30 de junio de 2026

• IMPUESTO ESPECIAL SOBRE HIDROCARBUROS (IEH) EN GAS:

Reducción excepcional a 0,00108€/kWh (antes 0,00234€/kWh), con vigencia hasta el 30 de junio de 2026, respetando los mínimos legalmente establecidos. [boe.es]

Estas medidas se aplican de forma automática, por lo que nuestros clientes verán la reducción reflejada tanto en sus nuevas contrataciones como en la facturación, mientras las medidas estén en vigor.

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Los resultados abarcan todas las áreas del sistema gasista y muestran la variabilidad estacional de la capacidad de inyección, permitiendo identificar los puntos de la red con mayor flexibilidad para aceptar hidrógeno. Enagás recalca que estos valores podrán revisarse durante la fase II del proceso de asignación, que se desarrollará hasta el 13 de enero de 2026.

La Circular 2/2025 establece un procedimiento reglado para conectar proyectos de hidrógeno al sistema gasista. La fase I, ya finalizada, consistió en la declaración de intenciones de los promotores ascendiendo a 285 solicitudes y a una producción de hidrógeno muy relevante, alrededor de 230.000 toneladas al año. En la fase II, que arranca ahora, solo podrán presentar solicitud formal quienes completaron esa primera etapa.

La asignación se realizará conforme a una puntuación objetiva de hasta 10 puntos, que valora criterios como disponer de contrato de conexión, producir gases renovables o bajos en carbono, contar con terrenos en propiedad, tener compromisos de venta o haber sido beneficiario de ayudas públicas. Los proyectos con mayor nota tendrán prioridad hasta agotar la capacidad disponible en cada área.

La publicación de estos resultados representa la primera fotografía operativa del sistema gasista ante la inyección de hidrógeno. Sin embargo, el límite del 2% en volumen y el carácter condicional de la capacidad revelan que España necesita una red dedicada para absorber este hidrógeno renovable.

Además, la capacidad es asimétrica según el territorio: las áreas próximas a nodos de transporte, almacenamientos o estaciones de compresión muestran mayor flexibilidad, mientras que otras regiones presentan restricciones técnicas más severas derivado de los flujos históricos y del tamaño de las redes nacionales.

Los resultados de Enagás GTS refuerzan la necesidad de desplegar una red específica de transporte de hidrógeno —la futura Hydrogen Backbone—, prevista en el PNIEC y en el plan REPowerEU. La actual infraestructura gasista podrá servir de apoyo en el corto plazo, pero la plena integración del hidrógeno exigirá inversiones en materiales, control de calidad del gas y digitalización de la red.

La publicación de la capacidad condicional supone un avance clave en transparencia y planificación, pero evidencia que el país se encuentra aún en una fase inicial. España dispone ya de un marco técnico y regulatorio para iniciar la conexión de proyectos de hidrógeno, aunque su despliegue a gran escala dependerá del desarrollo de infraestructuras la próxima década.

La CNMC limita a un 2% el volumen en los gasoductos

El límite del 2% en volumen para la inyección de hidrógeno en la red gasista española, establecido por la CNMC en la Circular 2/2025 representa una medida de prudencia técnica y de seguridad operativa. Este umbral garantiza que la mezcla de hidrógeno con gas natural no altere las propiedades del gas ni afecte al funcionamiento de los equipos e infraestructuras existentes. Aunque supone un paso inicial en la integración de gases renovables, el 2% es también un reflejo de un sistema diseñado originalmente para gas natural.

Fuente:eleconomista.es

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El gas natural se ha convertido en un combustible puente en el camino a la descarbonización. Emite menos dióxido que el carbón o el petróleo cuando se usa para generar electricidad, y en un mundo que está pegando el volantazo a las energías renovables, el gas se ha consolidado como un elemento vital. ¿Motivo? Se está empleando para alimentar los voraces centros de datos y, además, es un elemento geopolítico. Y ahí, los países con las mayores reservas de gas natural tienen mucho que decir.

Y esa mezcla entre recursos naturales y geopolítica se aprecia a la perfección en el gráfico elaborado por Visual Capitalist.

1º Russia:1.688 Trillon cubic feet (Tcf) / 2º Iran:1.200 Tcf / 3º Qatar:843 Tcf / 4º U.S.:615 Tcf / 5º Turkmenistan:400 Tcf / 6º Saudi Arabia:336 Tcf / 7º UAE:290 Tcf / 8º China:265 Tcf / 9º Nigeria:209 Tcf / 10º Venezuela:195 Tcf

Las potencias. Rusia, Irán y Qatar son las potencias indiscutibles cuando hablamos de reservas de gas natural. Estados Unidos se queda cerca, pero las tres primeras, según estos datos de la U.S. Energy Information Administration, representan el 51% de esas reservas mundiales. Y los diez primeros países, que están representados en el gráfico, acumulan el 83% del total de gas natural.

Rusia es la clara destacada, con dos veces más que Qatar y casi triplicando las reservas de Estados Unidos. La más cercana es Irán, otra potencia del petróleo.

Papel protagonista. Y quien controla el gas, controla un gran porcentaje de la tarta energética mundial. Se estima que, actualmente, el gas natural representa el 23% del mix energético global. Esto depende del país, claro, pero una de las mayores ballenas es Estados Unidos y ahí representa el 40% de la generación eléctrica.

Los motivos son la cantidad de y la eficiencia, siendo su gran ventaja que es la fuente de energía más ‘despachable’ actualmente. Puede activarse y desactivarse con facilidad y, en cuestión de minutos, opera con una capacidad superior al 80% para satisfacer picos de demanda. Además, lo que ya hemos comentado: sus emisiones de CO₂ son, aproximadamente, un 50% menores que las del carbón y un 30% menores que las del petróleo.

Tendencia. El gráfico representa el estado de las reservas en 2023, pero con datos más recientes, vemos que sigue siendo un combustible esencial:

• El gas natural supuso el 33% del incremento de suministro energético mundial.
• La demanda de gas natural en 2024 aumentó un 2,5%.
• La generación eléctrica a partir del gas natural también creció un 2,5%.
• La producción de gas natural aumentó un 1,2%.
• Y el comercio mundial por gasoducto y GNL aumentó un 3,3%, siendo la primera vez que crece desde 2021.

Geopolítica. Y que sólo unos pocos países tengan un combustible tan esencial para el resto, implica que es una fuente de poder económico, diplomático y, en tiempos de crisis, también un arma. En Europa hemos sido testigos de esto desde dos frentes distintos. Antes de 2022, cerca del 40% del gas natural europeo era ruso. La invasión de Ucrania provocó una serie de recortes en el suministro y Rusia lo empleó como arma en la contienda, ‘secando’ a los países de la Unión Europea que apoyaron a Ucrania.

Esto ha llevado a la UE a replantearse su seguridad energética, diversificando las fuentes de energía e invirtiendo en infraestructuras como las del corredor del hidrógeno verde. Y, en esta situación, EEUU ha ganado peso convirtiéndose en el mayor exportador de gas a Europa, utilizando este recurso en la guerra comercial de los aranceles.

Inteligencia artificial. Más allá de la política, esa capacidad para satisfacer picos de demanda es algo que está erigiendo el gas natural como el combustible más importante en la actualidad. Los centros de datos requieren algo denominado “confiabilidad operativa”, o lo que es lo mismo: no pueden dejar de trabajar y no pueden depender de que las energías renovables, que pueden tener periodos de actividad intermitentes, sean su única fuente energética.

Además, en ciertos momentos de picos de demanda computacional, necesitan una enorme cantidad de energía inmediata, y ahí es donde el gas natural puede satisfacer esa demanda. Es tal la necesidad energética de estos macrocentros de datos que hay empresas que están optando por adueñarse de plantas de energía nuclear para satisfacer sus necesidades.

Gas para rato. El del gas natural es un escenario complejo porque, si bien queremos deshacernos de él en favor de las energías renovables, factores como el de su ventaja energética y los pactos estratégicos favorecen que le quede cuerda para rato. Las proyecciones indican que la demanda energética de los centros de datos sólo en Estados Unidos crecerá de los 180-290 TWh de 2024 hasta los 515-720 TWh en 2030. En el resto del mundo, pasará de los 415 TWh hasta los 945 TWh en 2030.

A nivel global, otros análisis apuntan a un aumento de esa demanda del 50% para 2027 y de hasta un 165% para 2030. Más allá de las necesidades de los centros de datos, se espera un aumento del 32% en la demanda mundial de gas natural para 2050, siendo África y Asia las principales regiones impulsoras de esa creciente demanda debido a necesidades de electrificación e industrialización.

Estas estimaciones pueden irse al traste si se produce un inesperado aumento de las renovables gracias a nuevas tecnologías o soluciones más eficientes, o si cambia el panorama de los centros de datos, pero lo que es evidente es que el camino a la descarbonización tendrá que convivir con el gas natural.

Fuente: Xakata.com

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Esta Convocatoria de Expresión de Interés tiene como objetivo establecer un grupo de proveedores de servicios que ayudarán a hasta 50 PYME turísticas premiadas de cinco regiones europeas.

• Asturias (España)
• Macedonia Occidental (Grecia)
• Harghita (Rumanía)
• Utena (Lituania)
• Steirisches Vulkanland (Austria)

Pymes seleccionadas bajo el OC3 – COLABORAR el programa utilizará el apoyo financiero proporcionado a través del programa europeo SUSRUR para acceder a servicios de consultoría especializados, adaptados a sus necesidades específicas, para mejorar su sostenibilidad y desempeño en innovación hacia las transiciones gemelas verde y digital.

Han sido seleccionadas, en general, empresas como proveedores de servicios con sede legal en España, Austria, Grecia, Rumania y Lituania con experiencia en uno o más de los siguientes campos a presentar su Expresión de interés:

• Plan de marketing digital
• Plan de Acción de Sostenibilidad
• Encuesta de Tecnología e Innovación para la Economía Circular de las PYMES de turismo rural
• Encuesta de Tecnología e Innovación para la Transición Energética Limpia de las PYMES del turismo rural
• Encuesta de Tecnología e Innovación para la Digitalización de las Pymes del turismo rural (Marketing Digital excluido)

En ese sentido, los proveedores debemos apoyar a las PYME adjudicadas en sus proyectos en uno o más de los temas mencionados anteriormente.

LISTA DE PROVEEDORES DE SERVICIOS

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Pese a los obstáculos, la paz en Ucrania ya no parece una quimera y los mismos protagonistas del conflicto hablan abiertamente de la posibilidad. El presidente de Ucrania, Vlodomi Zelensky, tras la llamada con Donald Trump el miércoles, habla de que cree que logrará una paz duradera. Por su parte, el presidente de Rusia, Vladimir Putin, ha dicho este fin de semana que está dispuesto a “traer de vuelta el gas barato para Europa” y reactivar los flujos cerrados por el conflicto. Cualquiera podría pensar que todo este nuevo clima, con una tregua de un mes sobre infraestructura energética, estaría trayendo volatilidad y desplomes al mercado del gas. Sin embargo, esto no es ni de cerca lo que está sucediendo.

El precio del gas por megavatio hora cotizado en Holanda (TTF), que actúa como referencia para todo el Viejo Continente, ha ignorado por completo esta tendencia. De hecho actualmente cotiza en los 43 euros frente al mínimo de 38 euros al que llegó a estar en el arranque de este mes de marzo, antes de que se produjese esta distensión. El motivo para los analistas es claro, incluso si la guerra acaba ven complicado que el gas vuelva a fluir de forma acelerada de Moscú hacia las capitales de la UE. Al menos antes de un año y medio o incluso dos años si hubiese voluntad total… o directamente ven una Europa queriendo evitar la dependencia rusa.

En cualquier caso, ante la situación, diversos analistas ya están dibujando escenarios sobre cómo el mercado de gas natural puede afrontar una eventual paz en Kiev y la normalización de Rusia en el panorama internacional. En todos los casos, se trata de un movimiento gradual donde la resistencia política en Europa seguirá en todo lo alto. En 2021 el gas ruso cubría el 40% de la demanda europea y el caos que vino posteriormente con la guerra y la desconexión a marchas forzadas ha sentado un precedente difícil de borrar.

Paz forzada y retorno limitado

Desde Wood Mackenzie eran una de las primeras firmas que, tras la voluntad de Putin, abrían la puerta a dos escenarios muy diferentes. El primero y que parecía más probable tras la ‘bronca’ de Trump con Zelensky en la Casa Blanca es una paz forzada. En resumen, todas las partes aceptan obligados por las circunstancias y la presión de Donald Trump. Simon Flowers, analista de la firma define este escenario como “el más probable”.

Según Flowers una paz si no es estable derivaría en “un retorno muy limitado del gas ruso y una extensión de las sanciones de Bruselas”. Incluso siendo optimistas los analistas ven solo una reapertura parcial del gasoducto Soyouz para que Rusia pueda llevar energía a los países más cercanos como Eslovaquia y Hungría. Sin embargo, al tiempo que esto ocurre EEUU sí que tomaría una decisión clave, retirar sanciones a sus terminales de GNL, algo que “impulsa el crecimiento de las exportaciones rusas a nivel global con 6 millones de toneladas anuales”. Esto favorece un equilibrio limitado en el mercado “que llegaría a partir de 2026”.

También ven este como el escenario central los expertos de Capital Economics que hablan de una “disminución pero que no sería un cambio radical”. Según los expertos “los operadores no deben presumir que Europa volvería a comprar y si bien es posible un aumento sustancial de los flujos por Ucrania y Polonia, sospechamos que las limitaciones logísticas y políticas impedirán más avances. En definitiva, ven el suelo del gas incluso con la paz en los 40 euros megavatio hora, sus niveles actuales.

Desde ING ven este como otro escenario y son más optimistas con su impacto general en los precios. Resumiendo, la vuelta a la situación de 2024, cuando había al menos un gasoducto operativo. “Esto traería cerca de 15 bcm (miles de millones de metros cúbicos) de suministro, algo que aliviaría el mercado europeo y provocaría que los precios cayesen hasta un suelo de 30 euros el megavatio hora“.

Sin gasoductos… pero sin sanciones

En cualquier caso, el banco neerlandés ve como escenario más probable unas sanciones de EEUU que se vayan retirando mientras Europa se mantiene en ristre. “Existe la posibilidad de que Europa no esté dispuesta a aumentar su dependencia del gasoducto ruso, con el objetivo de seguir intentando reducir su dependencia de los combustibles fósiles rusos para 2027”.

Incluso aquí habría un impacto bajista en los precios dado que el fin de las sanciones de EEUU “elevaría el suministro de GNL ruso cerca de 9.000 millones de metros cúbicos, dejando el mercado mundial mejor abastecido”. Sin embargo consideran que sería “un impacto mínimo para Europa “con una influencia insignificante en el TTF”.

Una Europa sin oposición a Rusia

Pero ¿existe la posibilidad de que con la paz la oposición europea quede laminada y el gas ruso vuelva a fluir? Desde ING consideran que es un escenario que puede ocurrir pero que es muy improbable. En caso de suceder estaríamos hablando de un desplome total en los precios del gas, cayendo hasta los 18 euros por megavatio hora. En cualquier caso, señalan que incluso logísticamente esto no sería algo inmediato y que para volver a poner en marcha los gasoductos habría que esperar hasta 2026. Este sería uno de los motivos por los que el precio actual no se estaría viendo afectado, dado que ahora todas las miradas están puestas en un invierno para el que hay que cumplir los objetivos de llenado del 90%.

“Si los flujos rusos a través de Ucrania se reanudan y estos volúmenes podrían alcanzar los 40.000 millones de metros cúbicos, lo que coincide con los volúmenes del contrato de Gazprom con Ucrania para el período 2021-24. Sin embargo, es cierto que estos volúmenes fueron significativamente menores tras la guerra. Si sumamos esto con el retorno del gasoducto Yamal-Europa, detenido desde 2022, estamos hablando de “un suministro adicional de 73 bcm, es decir, cerca del 22% de todo el consumo de la UE”.

“La paz traería 50 bcm al año para 2027. Significaría un desplome generalizado de los precios hasta los 8-9 dólares”

Wood Mckenzie es incluso más optimista con los precios pero también coinciden con ING en la idea de que tardaría un tiempo en volver a importar, incluso con una voluntad plena. “Una Europa dispuesta a aceptar, o incapaz de rechazar, cierto grado de acercamiento económico con Rusia podría llevar a un aumento de las importaciones por gasoducto de hasta 50 bcm al año para 2027”. Esto supondría “un desplome generalizado de los precios hasta los 8-9 dólares“.

En cualquier caso, en lo que coinciden todos es que estos escenarios en los que el gas vuelve a fluir son altamente improbables y forman parte de una UE que es incompatible con los grandes planes de rearme que dominan el espíritu del continente por el temor a la expansión de Rusia. Desde BNP explican que “incluso en caso de alto el fuego, consideramos improbable una reducción significativa de las sanciones europeas”. Además, Ucrania tiene pocos motivos para permitir el tránsito de gas ruso por su infraestructura. Por lo tanto, los flujos de gas hacia Europa se mantendrían bajos, lo que reduciría el riesgo de una caída de los precios del gas“.

Tan solo una “paz duradera” cambiaría ese escenario y permitiría “un cierto regreso de los flujos perdidos”. En cualquier caso, Europa buscaría un suministro más diversificado y no lo apostaría todo a Moscú temiendo que en el futuro pueda volver a vivir la montaña rusa en los precios del gas que se desató los meses posteriores con subidas que llegaron hasta los 300 euros el megavatio hora. “No hay cambios en la política de la UE hacia Rusia en materia de energía” declaró el lunes el responsable de energía de la UE, Dan Jørgensen. “Queremos ser independientes de Rusia”.

Fuente: elEconomista.es

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Según estima la Organización de Consumidores y Usuarios (OCU), esto provocará un alza de precios que puede rondar en términos generales el 13%, lo que supone encarecer en más de 100 euros el coste anual del recibo de la luz.

1. Fin de la reducción del IVA en electricidad

A partir del 1 de enero de 2025, termina la aplicación del tipo reducido de IVA en electricidad, de acuerdo con el Real Decreto-Ley 8/2023, de 27 de diciembre de 2023. Esto significa que el IVA volverá al tipo general del 21%, dejando atrás la reducción temporal implementada durante 2023 para aliviar los altos precios de la energía.

• Impacto en el consumidor: El coste total de las facturas eléctricas aumentará debido al retorno al tipo impositivo general.

Documento oficial: Real Decreto-Ley 8/2023

2. Variación de conceptos regulados en electricidad

Los precios regulados también experimentarán cambios significativos a partir de enero de 2025, por un lado, bajan los peajes un 4%, pero suben los cargos un 33%.

Los peajes tienen como finalidad cubrir los gastos asociados al transporte y distribución de energía, siendo establecidos por la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia (CNMC).

Los cargos del sistema se destinan a costear las medidas de políticas energéticas; pagos a renovables, déficit y sistemas no peninsulares.

• Peajes: Se espera una reducción menor a 0,5 €/MWh, lo que implica una variación prácticamente nula.
• Cargos del sistema: Habrá un aumento provisional aproximado de 6 €/MWh, afectando tanto a conceptos de potencia como de energía.

Estos ajustes reflejan la necesidad de financiar el sistema eléctrico y podrían tener un impacto tanto en hogares como en empresas.

• Impacto en el consumidor: Mientras que la variación en los peajes es casi insignificante, el aumento en los cargos podría traducirse en facturas ligeramente más altas para aquellos con un consumo elevado.

Documentos oficiales:

• Resoluciones CNMC sobre tarifas de peajes
• Documentación del Ministerio para la Transición Ecológica

3. Incremento en el coste de financiación del Bono Social

El Bono Social, un programa que ofrece descuentos a consumidores vulnerables, también verá un aumento en su coste de financiación:

El coste pasará de 2,299 €/CUPS a 3,802 €/CUPS, lo que representa un incremento del 65%. Este ajuste es provisional y podría modificarse en los próximos meses.

• Impacto en el consumidor: Este aumento se trasladará a las facturas de todos los usuarios, ya que las comercializadoras lo repercuten directamente, tal como se especifica en los contratos.

Documento oficial 2024: Resoluciones sobre el Bono Social en el BOE

4. Evolución del IPC en electricidad y gas

Según los últimos datos del INE, el índice de precios de consumo (IPC) para electricidad y gas se situó en un 2,4% hasta noviembre de 2024. Este indicador refleja la evolución de los precios de productos energéticos y sirve como referencia para las revisiones de tarifas en 2025.

• Impacto en el consumidor: Las variaciones en el IPC, junto con los cambios en los costes regulados, afectarán directamente los precios aplicados en las facturas de los consumidores finales.

Fuente oficial: INE – Índice de Precios de Consumo

Consejos para afrontar la subida

Ante estas subidas, se recomienda a los consumidores revisar su contrato eléctrico, optar por tarifas adaptadas a sus hábitos de consumo y considerar mejoras en la eficiencia energética del hogar.

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La Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia (CNMC) ha avalado la propuesta del Gobierno de prohibir que las comercializadoras eléctricas puedan llevar a cabo la contratación del suministro o publicidad por vía telefónica, salvo que se produzca una petición expresa por el consumidor, con el objetivo de blindar a los clientes de llamadas fraudulentas.

La CNMC ha publicado su informe al proyecto de Real Decreto por el que se aprueba el reglamento general de suministro y contratación y se establecen las condiciones para la comercialización, agregación y la protección del consumidor de energía eléctrica, con el que el Gobierno busca actualizar la normativa vigente en esta materia en numerosos aspectos que han quedado obsoletos, adaptándose además al contexto actual del suministro y al marco normativo europeo.

En su informe, el organismo presidido por Cani Fernández destaca que comparte la iniciativa de prohibir este tipo de actuaciones para la venta telefónica por parte del comercializador, que considera que habría que extender al agregador, y al igual que se hiciera con la contratación domiciliaria.

Las contrataciones de la luz para la CNMC

A este respecto, recuerda que la CNMC ya abogó por esta medida en su informe de Supervisión Minorista de gas y electricidad correspondiente a 2022 y avance 2023.

“Se considera que la existencia de algunas llamadas engañosas no fomentan la competencia sino que generan una desconfianza mayor por parte de los consumidores ante los mensajes engañosos que reciben”, defiende el regulador.

Además, subraya que los consumidores están recibiendo estas llamadas, sin que hayan dado un previo consentimiento expreso, “habiéndose recabado en el mejor de los casos, sin que el usuario final sea consciente de ello” y denuncia que, en algunos casos, “se están produciendo llamadas fraudulentas y también de suplantación de identidad”, como constata el hecho de que ha recibido numerosas denuncias y se están tramitando varios expedientes informativos al respecto.

El Ministerio para la Transición Ecológica y el Reto Demográfico (Miteco) propuso en agosto poner fin de manera definitiva a las llamadas fraudulentas en las que teleoperadores se hacen pasar por personal de la compañía con la que los clientes tienen contratada la electricidad.

Un proyecto de Real Decreto del gabinete dirigido por Teresa Ribera sometido a consulta pública desde el verano pretende vetar esa esta posibilidad. La contratación telefónica solo será posible si llama el propio cliente o le llaman tras solicitarlo él explícitamente.

Evitar quiebras

Además, la CNMC pide la exigencia de mayores obligaciones y requisitos de capital para los comercializadores para que se eviten las quiebras en cadena vistas durante la crisis energética.

En este sentido, el regulador propone que el comercializador aporte unas garantías mínimas para iniciar la actividad. “Por ejemplo de 100.000 euros, como es el caso de Portugal“, indica.

Adicionalmente, cree que convendría añadir requisitos para acreditar la capacidad económica, como encontrarse al corriente del pago en las obligaciones tributarias y con la Seguridad Social, no haber solicitado la declaración de concurso, ni haber sido declarado insolvente en cualquier procedimiento, ni hallarse declarado en concurso, ni estar sujeto a intervención judicial, o no haber sido inhabilitado para ejercer alguna actividad energética, sin que haya concluido el período de inhabilitación fijado.

Asimismo, para proceder a dar de alta a una comercializadora, defiende recuperar el modelo de autorización administrativa, una vez se haya comprobado el correcto cumplimiento de los requisitos.

También aboga por el cumplimiento de unos criterios de capacidad técnica, como la acreditación de experiencia de haber ejercido la actividad en los últimos años o disponer de un contrato de asistencia técnica con alguna entidad que cuente con experiencia suficiente o habilitar a la CNMC a que establezca los criterios para considerar acreditada esta capacidad.

La CNMC indica que el número de comercializadores de energía eléctrica en otros países es significativamente inferior al número de comercializadores en nuestro país. Así, Reino Unido tiene actualmente 60 comercializadores en activo, Países Bajos 58 y Francia 53, según información aportada por los reguladores, frente a los 243 comercializadores que están en activo en España a (considerando el criterio de los comercializadores que operan en más de una comunidad autónoma y 413 comercializadores considerando aquellos que cuentan con algún cliente).

Voto particular

El informe de la CNMC, de todas maneras, cuenta con un voto particular concurrente del consejero Josep María Salas, que coincidiendo en el sentido de la decisión final del pleno, consistente en la aprobación por unanimidad del documento, sí considera necesario agregar diversos razonamientos en base a la discrepancia sobre la prohibición de llamadas telefónicas no solicitadas.

A este respecto, el consejero estima que se trata de una medida “tan extrema no se adecúa a los principios de buena regulación”. Asimismo, defiende que el efecto final para el consumidor será negativo y que antes de plantear cualquier prohibición deberían considerarse “medidas menos lesivas para limitar la afectación a la competencia y a otros derechos”.

Fuente: www.elperiodicodelaenergia.com

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