El déficit de tarifa eléctrica alcanzó 1.534,65 millones en la liquidación provisional de junio, según la CNMC.

La foto de la sexta liquidación

Los últimos datos publicados por la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia muestran un sistema con ingresos de 6.202,81 millones de euros frente a costes de 7.737,46 millones. El resultado es un desfase de 1.534,65 millones de euros en la sexta liquidación del ejercicio. La brecha entre ambas magnitudes vuelve a concentrar la atención sobre la suficiencia de los peajes y los cargos que sostienen la actividad regulada.

La explicación técnica está en el artículo 19 de la Ley 24/2013, de 26 de diciembre, que contempla desajustes temporales entre ingresos y costes reconocidos. La liquidación acumulada con cargo al sector eléctrico quedó afectada por un coeficiente de cobertura del 77,53%. La demanda en consumo ascendió a 96.699 gigavatios hora (GWh), una magnitud que condiciona la recaudación de cada periodo de liquidación.

Entre el 1 de enero y el 30 de junio, la liquidación provisional totalizó 2.978,89 millones de euros. De esa cifra, 2.943,31 millones de euros se pagaron con cargo al sector eléctrico y 35,58 millones correspondieron a aportaciones de los Presupuestos Generales del Estado. El desglose evidencia que el agujero se financia, sobre todo, con recursos del propio sistema eléctrico, no con transferencias públicas adicionales.

La partida pública equivale al 50% de la retribución específica de las instalaciones ubicadas en territorios no peninsulares. En esta sexta liquidación, la cantidad a pagar a cuenta a los productores ascendió a 286,12 millones de euros. Para la parte no peninsular, los ingresos recibidos del Tesoro Público permitieron abonar el 100% de la partida, con un pago definitivo de 6,20 millones de euros.

El desajuste de junio no es un simple retraso contable: es la señal de que los peajes reconocidos no cubren el coste real de la actividad regulada.

La fotografía de junio confirma un funcionamiento ya conocido del sector: los peajes recaudados no cubren de forma automática todos los costes reconocidos. El coeficiente de cobertura funciona como una válvula de ajuste; en junio, por cada 100 euros de costes reconocidos se ingresaron 77,53 euros. El hueco restante no desaparece, sino que se acumula como déficit de tarifa y condiciona las liquidaciones siguientes. Separar los desajustes puramente temporales de los estructurales es la tarea más delicada para el regulador.

El coeficiente del 77,53% convierte un desajuste contable en una presión estructural sobre las liquidaciones futuras.

El sector gasista anota ingresos un 6,5% superiores

En el sector gasista, la séptima liquidación provisional —que cubre del 1 de octubre de 2025 al 30 de junio de 2026— registró ingresos liquidables de 1.616,88 millones de euros, un 6,5% más que en el mismo periodo del ejercicio anterior. Los cargos del sistema aportaron 10,54 millones; los almacenamientos subterráneos, 59,32 millones; las redes locales, 1.120 millones; la red de transporte troncal, 232,16 millones; y las plantas de GNL, 173,4 millones. Frente a ello, los desvíos por cargos ascendieron a 1,71 millones, los de almacenamiento a 2,84 millones, los de redes locales a 116,01 millones, los del transporte troncal a 82,46 millones y los de plantas de GNL a 57,08 millones.

La demanda facturada de gas natural alcanzó 226,6 teravatios hora (TWh) hasta el 30 de junio, un 4,5% más que en el año de gas 2025. Las exportaciones por gasoducto sumaron 19,5 TWh, el gas trasvasado desde regasificadoras a buques 11,3 TWh y la carga en cisternas 7,4 TWh. En total, la energía de salida del sistema gasista llegó a 264,8 TWh, una cifra que refleja un sistema con mayor actividad física y, por ahora, una cobertura de ingresos más holgada.

La comparación entre ambos boletines de liquidación resulta ilustrativa. Mientras el sector eléctrico acumula un déficit de tarifa de 1.534,65 millones en la sexta liquidación, el gasista mantiene ingresos crecientes y una demanda en expansión. No se trata de sistemas intercambiables, pero la diferencia de signo explica por qué la presión tarifaria se concentra ahora en el recibo de la luz y no en el del gas.

Un déficit de tarifa que anticipa presión sobre los peajes

El déficit de tarifa eléctrica no es una deuda soberana ni una anomalía contable: es el reflejo de que los ingresos regulados del sistema —peajes y cargos— se quedan por debajo de los costes reconocidos. La Ley 24/2013 ordena estos desajustes y permite compensarlos en ejercicios posteriores, pero el mecanismo no elimina la factura. Simplemente la difiere y, con ella, traslada una señal económica a los consumidores presentes y futuros.

La consecuencia práctica se concentra en los peajes de acceso y los cargos del recibo eléctrico. Si en las próximas liquidaciones el coeficiente de cobertura no se recupera, la CNMC y el Ministerio para la Transición Ecológica tendrán menos margen para congelar o rebajar estos conceptos. Los consumidores domésticos lo notarían en la parte regulada del recibo, mientras que la industria electrointensiva lo haría en la factura global, en un contexto ya marcado por la competencia europea por los costes energéticos.

El sector gasista ofrece un contraste interesante dentro del mismo boletín de liquidaciones. Sus ingresos crecen un 6,5% y la demanda un 4,5%, lo que apuntala la cobertura de sus propios costes regulados. La lectura conjunta de ambos sistemas no es lineal: el gas aguanta, pero la electricidad acumula un desequilibrio que, de medirse en términos de caja, equivale a casi el doble de lo que se abona a cuenta a los productores en esta sexta liquidación.

La parte regulada del recibo no se revisa en cada liquidación mensual, pero los ciclos de peajes se alimentan de estas cifras. Un déficit persistente reduce la capacidad de absorber los costes sin recurrir a incrementos tarifarios o a aportaciones presupuestarias. La opción presupuestaria, a su vez, tiene límites fiscales evidentes y no puede convertirse en una solución estructural.

El hito a vigilar es la revisión de cargos y peajes del próximo ejercicio. Si el desajuste de junio se consolida en las liquidaciones posteriores, la presión para subir los peajes no vendrá solo del regulador; vendrá de la propia aritmética del sistema. La cuestión no es si el déficit de tarifa se normaliza, sino cuánto tardará en hacerlo y qué parte del recorte acabarán asumiendo los consumidores.

Malawi ha conectado su primer sistema de almacenamiento con baterías a escala de red, 20 megavatios (MW) y 40 megavatios hora (MWh), para blindar una red eléctrica que depende de la hidroeléctrica y castiga con apagones a empresas, hospitales y hogares.

La instalación, desarrollada por la Electricity Supply Corporation of Malawi (ESCOM) con apoyo de la Global Energy Alliance for People and Planet (GEAPP), es una respuesta directa a los ciclones Anna y Freddy, que dañaron la infraestructura y provocaron apagones prolongados. Vamos a los datos.

La cifra: 20 MW y 40 MWh para estabilizar una red que depende del agua

El proyecto está en Kanengo, Lilongwe, y se apoya en una subvención catalítica de 20 millones de dólares de GEAPP. No es una planta generadora: el sistema carga cuando sobra electricidad y descarga en los picos, manteniendo la tensión y la frecuencia. Según la propia lógica del almacenamiento de energía, esta flexibilidad evita depender del diésel.

El impacto esperado incluye estabilizar la red nacional, desbloquear unos 100 MW renovables que hoy se recortan y evitar más de 10.000 toneladas de CO2 al año. La letra pequeña manda: la subvención reduce el riesgo del proyecto, pero el retorno real llegará cuando desplace a los generadores diésel y permita conectar más renovables.

Malawi depende en su mayor parte de la hidroeléctrica. Las sequías prolongadas reducen el caudal de los ríos, mientras las inundaciones y los ciclones dañan las torres y las subestaciones. El almacenamiento no genera electrones, pero da tiempo para que la red respire cuando el clima aprieta.

Una red que no se cae es la diferencia entre producir con continuidad y depender de generadores diésel que disparan costes y emisiones.

La agricultura, que ocupa a la mayoría de la población malauí, necesita electricidad para el riego, el procesado agroalimentario y el frío. Los fabricantes, por su parte, pierden producción con cada apagón y asumen costes extra con grupos diésel. La estabilidad de la red beneficia, sobre todo, a quienes no pueden permitirse un generador propio.

Cómo la batería desbloquea 100 MW renovables y forma a la próxima generación

El dato estratégico no es solo la potencia de la batería, sino lo que habilita. GEAPP estima que el sistema permitirá desbloquear alrededor de 100 MW de electricidad renovable que antes se quedaba fuera por la congestión de la red. Ese volumen es enorme para un país con una demanda punta limitada.

Además, Malawi participa en el Southern African Power Pool (SAPP), el mercado eléctrico que conecta a varios países del sur de África. Ya opera un interconector con Mozambique y están en desarrollo conexiones con Zambia y Tanzania. Una red nacional estable es el requisito para que el comercio transfronterizo funcione sin sustos.

El proyecto incluye un componente formativo: el Centro de Excelencia BESS para el sur de África, anclado en la Universidad de Mzuzu, entrenará a ingenieros y especialistas del sector en operación de baterías, modelado de red e integración de sistemas. La alianza quiere desplegar 90 GW de almacenamiento en todo el mundo y dejar capacidad local en el camino.

📊 Impacto ecológico en cifras

• CO2 evitado: Más de 10.000 toneladas de CO2 al año al reducir el uso de generadores diésel.
• Capacidad: 20 MW de potencia y 40 MWh de almacenamiento en Kanengo, Lilongwe.
• Inversión: Subvención catalítica de 20 millones de dólares de GEAPP al proyecto de ESCOM.
• Equivalencia: Desbloquea unos 100 MW renovables que hoy se pierden por la congestión de la red.

El modelo de Kanengo importa más allá de Malawi. En el sur de África ya hay desarrollos similares a escala de red, y este proyecto demuestra que el almacenamiento con baterías puede sustituir al diésel en los servicios de regulación de frecuencia y soporte de tensión. No es una promesa a 2050: es una máquina ya conectada.

El precedente africano y la rentabilidad del almacenamiento frente al diésel

Aquí está el análisis que interesa a los inversores. El diésel sale caro. Mantener generadores de respaldo para hospitales, fábricas y servicios públicos implica costes operativos elevados y emisiones que se disparan. Una batería carga con la electricidad barata y limpia que sobra en horas bajas, y descarga cuando la red lo necesita. Eso es competitividad, no solo resiliencia.

GEAPP defiende que este proyecto es la prueba de que el almacenamiento a escala de red es comercialmente viable en África. La demostración busca atraer capital privado y público hacia infraestructuras que combinen adaptación climática y expansión renovable. El siguiente paso no será una subvención, sino financiación que se pague con el ahorro en diésel y la fiabilidad de la red.

Con todo, hay que ser rigurosos: 20 MW en una red nacional no eliminan por sí solos la pobreza energética de Malawi. El país aspira a que el 70% de la población tenga acceso a electricidad en 2030, y necesitará más baterías, más renovables y más interconexiones. La letra pequeña manda.

El precedente, sin embargo, ya no es teórico. Cuenta con cifras, con un centro de formación y con la señal de que las infraestructuras climáticas pueden ser la puerta de entrada a la transición en África. La próxima generación de ingenieros africanos se entrenará con este proyecto.

🌍 El Impacto Real para el Futuro

• Beneficio medible: Evita más de 10.000 toneladas de CO2 al año y estabiliza la red para hogares, hospitales y fábricas.
• Modelo que cambia: Sustituye los generadores diésel de emergencia por baterías que cargan cuando sobra electricidad limpia y descargan en picos.
• Para las próximas generaciones: Sienta un modelo de resiliencia climática para el sur de África y forma a ingenieros locales en la tecnología que acelerará la transición.