El Gobierno central da un nuevo paso de autorizaciones que podría ser el espaldarazo definitivo al desarrollo de la primera macroplanta de biogás, en concreto de biometano, a partir del tratamiento de residuos agroganaderos, de los muchos que hay diseñados en el sur de la provincia de León, en concreto en San Millán de los Caballeros.

En concreto, la Dirección General de Política Energética y Minas del Ministerio para la Transición Ecológica y el Reto Demográfico, publica en el Boletín Oficial de la Provincia (BOP), con el informe favorable de la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia (CNMC), el visto bueno que blinda la conexión al gran gasoducto que va desde Burgos a Asturias para facilitar así la futura macroplanta de biogás de San Millán de los Caballeros. El enganche, valorado en un presupuesto de 717.698,76 euros, correrá a cargo de Enagás SA y la macroplanta diseñada de la mano de la empresa  Biorig Energy San Millán-León SL, en virtud de un acuerdo entre ambas partes.

Se trata de uno de los proyectos más ambiciosos previstos en el sur de León y que ya cuenta con declaración de impacto ambiental favorable de la Junta de Castilla y León desde 2025, una vez que fueron rechazadas todas las alegaciones en contra de colectivos ecologistas. La futura planta de Biorig, según publica la propia compañía, costaría unos 35 millones de euros, generaría según sus cálculos unos 100 empleos durante la fase de construcción y 35 puestos entre directos e indirectos cuando ya funcione.

Se prevé allí el tratamiento inicial de 163.500 toneladas al año de residuos, principalmente purín de porcino -75.000 toneladas-, estiércol vacuno -45.000- y paja de maíz -29.500-. La empresa, sin embargo, eleva posteriormente la capacidad máxima prevista hasta las 198.000 toneladas anuales de residuos agroganaderos. Se han diseñado en San Millán nueve digestores de 35 metros de diámetro y ocho de altura, con un volumen unitario de 6.400 metros cúbicos. La producción prevista asciende a 119 GWh anuales de biometano, equivalente al consumo de casi 21.000 hogares, estiman ellos mismos.

El definitivo paso adelante publicado consiste en la información favorable a la petición de Enagás de construir de un nuevo punto de conexión para inyección de biometano en el gasoducto Zamora-Benavente-León, integrado en la gran infraestructura gasista que enlaza Castilla y León con Asturias, una auténtica autopista’ de gas que lleva hasta Oviedo.

El terreno allanado

El informe de la CNMC, fechado el 22 de enero de 2026, y ahora el Ministerio, respalda la autorización administrativa, supone la aprobación del proyecto de ejecución de este enganche y la declaración de utilidad pública de las instalaciones proyectadas por Enagás en el término municipal de San Millán de los Caballeros, permitiendo así las expropiaciones necesarias, entre otras ventajas. En este caso, tan sólo afectaría a una pequeña finca de 625 metros cuadrados, actualmente de uso agrícola y de regadío.

La aprobación bendice así que la futura planta pueda inyectarse directamente en la red troncal de transporte de gas natural, en virtud del contrato firmado entre Biorig Energy San Millán-León y Enagás el 3 de diciembre de 2024. El organismo regulador considera que este tipo de conexiones permiten “descarbonizar el suministro de gas natural mediante su sustitución por gases renovables o hipocarbónicos”.

La nueva infraestructura proyectada incluye una nueva posición de conexión en la parcela 98 del polígono 619 de San Millán de los Caballeros, una estación de medida G-65 y distintos sistemas de control, odorización y análisis de calidad del gas. Y la planta a la que suministraría se ubicaría a entre cuatro y cinco kilómetros de localidades como el propio San Millán, Pobladura de Pelayo García, Laguna de Negrillos, Villamañán o Villademor de la Vega.

Una de las mayores plantas previstas en León

La conexión avalada ahora por el Gobierno está directamente vinculada a la macroplanta promovida por Biorig Energy San Millán, una instalación que prevé convertir residuos agroganaderos en biometano y que por las dimensiones dadas a conocer no sólo podría ser la primera de muchas en funcionar en la provincia leonesa sino también de las que más capacidad tendría para transformar residuos sobre todo ganaderos en biogás.

Biorig defiende que la instalación devolverá a la actividad agrícola de la comarca unas 211.000 toneladas anuales de fertilizante orgánico homologado por la normativa europea y asegura que contará con sistemas de impermeabilización, reutilización de agua y control de olores. Con tales cifras, hoy mismo el sindicato Asaja de León ha aplaudido públicamente no solo este proyecto concreto sino todas las plantas del mismo tipo que se prevén en la provincia.

El consejero de Medio Ambiente, Vivienda y Ordenación del Territorio de la Junta en funciones, el leonés Juan Carlos Suárez-Quiñones, ha defendido este martes el “interés general” de la Red de Calor de León pese a la oposición de los vecinos al proyecto, por suponer “un gran ahorro” y tratarse de una energía sostenible como es la biomasa, la quema industrial de pellets.

El consejero ha respondido así pocas horas después de conocerse la decisión del Juzgado Contencioso Administrativo nº3 de León de admitir a trámite la demanda presentada por la Asociación de Vecinos de la Lastra y la Asociación Carrusel de Puente Castro en contra de ese proyecto, entre duras críticas. Una decisión judicial en concreto planteada contra la falta de información del Ayuntamiento leonés por la concesión de la licencia de obra a la empresa pública autonómica Somacyl. Los vecinos ponen en duda la legalidad de los permisos municipales concedidos para construir la macroplanta de incineración de biomasa, la primera de las fábricas energéticas, así como la primera fase del sistema de tuberías subterráneas de la Red de Calor bajo unas 30 calles de la capital leonesa.

Suárez-Quiñones, en declaraciones recogidas por Efe, ha apuntado que cuando se acometen grandes proyectos innovadores “siempre hay contradicciones desde el desconocimiento”, según atribuye. Sin embargo, añadió que por el contrario hay que destacar del proyecto “la modernidad y el ahorro a los vecinos” de la capital, añadiendo que se trata de un sistema que “tiene solo ventajas y ningún inconveniente”.

Ha insistido en que el combustible que se obtiene es mucho más barato que el tradicional y ha detallado que su puesta en marcha supondrá la eliminación de entre 400 a 500 chimeneas en la ciudad, con una tecnología que se utiliza en el norte de Europa desde hace más de cien años.

Suárez-Quiñones ha trasladado la determinación del Gobierno autonómico de seguir trabajando para sacar adelante el proyecto, tal y como se hizo en Ponferrada, donde el consejero ha asegurado que también se han presentado varios contenciosos-administrativos, que se han ganado. Sin embargo, la realidad es que han sido varias las veces que los juzgados ordenan la paralización del funcionamiento de la Red de Calor ponferradina, cuestionando incluso su legalidad misma., y en caso muy parecido a León hasta cuestionando las licencias municipales otorgadas.

Por su parte, desde las asociaciones vecinales que han presentado el contencioso-administrativo contra el proyecto se ha destacado que este plan sigue el mismo camino que “el desastre de la Red de Calor de Ponferrada”, que ha estado paralizada durante años por recursos judiciales.

Desde las asociaciones también se ha considerado que el proyecto es “obsoleto” e infringe la normativa ambiental y urbanística y llaman a toda la ciudadanía leonesa a seguir rechazando el mismo.

Apenas han pasado cuatro días desde que el Ayuntamiento de León aprobó la licencia para el proyecto de la denominada Red de Calor de León promovida por la Junta de Castilla y León a través de Somacyl y la decisión ya está judicializada.

El Juzgado de lo Contencioso-Administrativo número 3 de León ha admitido a trámite la demanda presentada por la Asociación de Vecinos de La Lastra y la Asociación Carrusel de Puente Castro contra esta polémica decisión que permitiría comenzar los trabajos iniciales de esa Red de Calor, es decir, la macroplanta de incineración de biomasa y el entramado de 30 kilómetros de tuberías subterráneas bajo calles de León para trasladar el calor generado en las instalaciones.

Según han informado ambos colectivos a través de un comunicado, que denuncian la opacidad municipal con este polémico asunto, el Juzgado ya ha dictado un decreto requiriendo al Consistorio leonés el expediente administrativo completo, otorgándole un plazo “improrrogable” de veinte días hábiles para remitir toda la documentación relacionada con la autorización de las obras.

La demanda se dirige contra el permiso urbanístico aprobado recientemente por la Junta de Gobierno Local para permitir el inicio de las obras de las instalaciones energéticas previstas en el sur de la ciudad, junto al cementerio de León y en el entorno del barrio de Puente Castro. El proyecto impulsado por la sociedad pública Somacyl, dependiente de la Consejería de Medio Ambiente, contemplaba inicialmente una inversión superior a los 85 millones de euros.

La iniciativa completa, ya anunciada desde 2022, incluye la construcción de una planta de biomasa, otra vinculada al hidrógeno verde, una instalación fotovoltaica y una extensa red de canalizaciones subterráneas para distribuir calor a distintos puntos de la capital leonesa. Los colectivos recuerdan que esta fase de arranque sumaría unos 30 kilómetros las tuberías que se prevé instalar bajo las calles de León.

Críticas vecinales al proyecto

Las asociaciones vecinales aseguran que el alcalde de León “continúa ocultando la tramitación de este proyecto a todos los afectados” y mantienen su rechazo frontal a la infraestructura energética. Los colectivos consideran que el proyecto es “obsoleto” y sostienen que vulnera normativa ambiental y urbanística. Además, llaman a la ciudadanía leonesa a “seguir rechazando” la iniciativa y a “no rendirse a la política de hechos consumados de la Junta y el Ayuntamiento y su dilapidación de dinero público”.

Como ejemplo de los riesgos del modelo planteado, los vecinos citan “el desastre de la Red de Calor de Ponferrada”, una infraestructura que —recuerdan— ha acumulado varias sentencias judiciales en contra y permaneció paralizada durante años.

Las asociaciones también han solicitado información sobre los impuestos y tasas municipales que deberá abonar Somacyl, conocida como 'la Junta B' y no pocas veces tildada de “chiringuito”, por la ejecución de las obras. “Nos tememos que la opacidad en el acceso a la información es porque se pretende que esta empresa no pague ni tasas ni impuestos por esta obra ni este proyecto”, señalan los colectivos en su comunicado. Hay que recordar que, por ejemplo, como compensación a las instalaciones de la Red de Calor, Somacyl y no el Ayuntamiento está acometiendo con su presupuesto de 2,7 millones de euros la reforma de todo el pavimento del centro peatonal de León, la calle Ancha, la plaza de Botines y gran parte de la de Regla, la del Ayuntamiento.

La admisión a trámite de la demanda abre ahora una vía judicial -y son varias las impulsadas- sobre una de las iniciativas energéticas más controvertidas impulsadas en León en los últimos años y que ha generado una fuerte oposición vecinal, especialmente en los barrios del sur de la capital, después de que hasta tres veces similares protestas en el norte de León consiguieran tumbar una planta de biomasa mucho más pequeña que la actual.

'La Junta B', la sociedad pública Somacyl de la Consejería de Medio Ambiente, ya cuenta con licencia urbanística de construcción por parte del Ayuntamiento de León para poder comenzar las polémicas obras de las plantas energéticas, de incineración y de placas solares, en el sur de la ciudad.

El equipo de Gobierno municipal ha aprobado en su reunión de Junta de Gobierno de hoy esa licencia, incluso a pesar de que en base a su posición favorable los colectivos vecinales que se oponen tajantemente a este proyecto que la Junta llama Red de Calor de León en el barrio de Puente Castro, junto al cementerio de la ciudad, ya anunciaron la presentación de una denuncia por ese permiso.

Con esta autorización definitiva, el Consistorio da forma a su visto bueno definitivo que por otra parte ya ha ido manifestando desde el origen mismo del proyecto, en septiembre de 2022, cuando una inversión de cerca de 85 millones de euros ya fue anunciada mano a mano por el alcalde de la ciudad, el socialista José Antonio Diez, y el consejero de Medio Ambiente leonés, Juan Carlos Suárez-Quiñones.

En concreto, la licencia afectará a una primera fase inicial del mucho más amplio proyecto. De momento consta para la “construcción de planta de generación de energía térmica con biomasa”, mucho mayor de las que años atrás consiguieron tumbar los vecinos de barrios como Eras de Renueva, Cantamilanos o Navatejera, así como para los primeros casi 30 kilómetros de canalización subterránea del calor generado en la planta, 30 kilómetros de tuberías bajo decenas de calles de la ciudad de León, para trasladar esa energía a diversos edificios, públicos y privados.

El trámite que queda ahora por parte de Somacyl (Sociedad Pública de Infraestructuras y Medio Ambiente de Castilla y León) de la Junta es licitar este primer y millonario contrato para la planta de incineración de pellets y el arranque de la red subterránea, que incluye un poco conocida pasarela sobre el río Bernesga a la altura La Candamia y el barrio de La Lastra, barrio que también tiene su propia plataforma vecinal en contra de la instalación.

Esta misma semana, el consejero Quiñones avanzó que esta licitación en busca de la empresa que ejecute los trabajos será una realidad “en las próximas semanas”, insistiendo en defender la bondad del proyecto para reducir las emisiones contaminantes de todos los edificios que se conectarán en el futuro al calor de esta megaplanta. El completo en las siguientes fases acometerá otra de hidrógeno verde y numerosas hectáreas de placas solares.

Además de cuajado de protestas vecinales, sobre este proyecto pesan también todavía diversas causas judiciales abiertas, varias de ellas por Ecologistas en Acción, primero por presuntas irregularidades en la concesión demanial y otros trámites de los terrenos elegidos, junto a la Ronda Sur y el río Bernesga, o en contra de la concesión por parte de la Junta de la figura de Proyecto de Interés Regional, además de la reciente denuncia anunciada contra esta concesión final de licencia.

El sur de la ciudad de León aprovecha un nuevo avance del polémico proyecto de la macroplanta energética de incineración y solar, en concreto la inminente concesión de la licencia de obras para que pueda comenzar pronto a construirse, para plantar una nueva batalla judicial con toda la fuerza que les es posible.

Las asociaciones vecinales de La Lastra y Carrusel de Puente Castro han anunciado hoy la presentación de una demanda contencioso-administrativa contra el Consistorio por la tramitación de esa necesaria autorización de obras de la llamada Red de Calor que promueve la Junta de Castilla a través de su empresa pública Somacyl. Un proyecto energético valorado inicialmente en más unos 85 millones de euros en total que contempla la construcción de instalaciones como una planta de quema de biomasa, otra de hidrógeno verde y una planta fotovoltaica, todo ello lindando con el cementerio de León, así como una extensa red de tuberías para canalizar bajo las calles el calor hacia buena parte de la capital leonesa.

El recurso judicial se ha interpuesto este miércoles ante el Tribunal Contencioso-Administrativo de León, después de que el Consistorio anunciara la aprobación de la licencia de obras para iniciar los trabajos de una infraestructura que acumula desde hace años contestación vecinal y ecologista.

Las asociaciones denuncian en un comunicado que el proyecto supondrá “llenar León de obras y de tuberías innecesarias” y sostienen que la iniciativa “solo pretende usar fondos públicos”, en parte europeos, y resulta “totalmente ilegal” por supuestos motivos urbanísticos y ambientales. De hecho, son varios los frentes judiciales abiertos, desde la cesión del suelo a la falta de trámites obligatorios en diferentes puntos de su tramitación municipal, además de litigar contra la protección concedida por la Junta al nombrar esta infraestructura como de Interés Regional.

Llamamiento político... con pocos visos de éxito

En el escrito a los medios, las entidades vecinales aseguran además que la licencia todavía no estaría definitivamente aprobada y hacen un llamamiento a los concejales de todos los grupos políticos para que voten “en conciencia” y no den “vía libre a un proyecto que es negativo para la ciudadanía”. Un llamamiento con pocos visos de prosperar, ya que el equipo de Gobierno en solitario del PSOE cuenta con el previsible apoyo del PP como mayoritaria oposición, aunque UPL (s´lo cuatro concejales) o Vox (dos, y escindidos hace tiempo) se puedan oponer, como los primeros ya anunciaron.

Los colectivos cargan directamente contra el alcalde de León, el socialista José Antonio Díez, al que acusan de haber ocultado la tramitación administrativa a los afectados: “Hemos solicitado comparecer en el expediente de licencia el 24 de septiembre, 15 de octubre, 7 de noviembre de 2025 y 26 de marzo de 2026, sin obtener respuesta alguna, ocultando el contenido del expediente. Nos preguntamos qué tienen que esconder a nivel municipal”.

Las asociaciones consideran además que el proyecto perjudica a los barrios afectados dicen no entender “que el alcalde siga impulsando proyectos que perjudican a sus propios vecinos y que suponen el desvío de millones de euros que debían ir destinados a la reindustrialización en las cuencas mineras de El Bierzo, Laciana y la Montaña Central Leonesa”. Hay que recordar que, frente al socialista Diez, el líder provincial del PSOE, Javier Alfonso Cendón, ha estado llamativamente al frente de la protesta, en calidad de vecino afectado.

Una macroinfraestructura en el sur y bajo decenas de calles

La denominada Red de Calor Sostenible fue presentada oficialmente en septiembre de 2022 por Diez y el consejero de Medio Ambiente leonés, Juan Carlos Suárez-Quiñones, como uno de los mayores proyectos energéticos previstos en la ciudad de León. La iniciativa contempla una inversión de 85 millones de euros durante tres años y se divide en dos grandes actuaciones.

La primera consiste en la construcción de un gran complejo energético de unas 22 hectáreas en terrenos del barrio de Puente Castro, junto al cementerio municipal y próximos a la Ronda Sur LE-30, el Mercado de Ganados, la estación depuradora y la localidad de Alija de la Ribera, amén de los ríos Torío y Bernesga.

La segunda gran actuación es la creación de una red de canalizaciones subterráneas para distribuir calefacción y agua caliente a edificios públicos, empresas y viviendas. El proyecto inicial hablaba de hasta 65 kilómetros de conducciones, aunque las asociaciones vecinales sitúan ahora la actuación prevista entre 30 y 40 kilómetros de ramales principales y secundarios, mientras denuncian la necesaria apertura de zanjas y obras en decenas de calles de la ciudad. La concesión inicial a Somacyl incluía además la cesión del subsuelo de 127 calles de León para la instalación de las tuberías.

El objetivo defendido por las administraciones es sustituir sistemas individuales de combustibles fósiles y eliminar hasta 1.100 chimeneas y calderas particulares, garantizando además un suministro energético estable y prometiendo ahorros económicos de entre un 30% y un 50% en las facturas energéticas para quienes se conecten a la red, dijeron en su día.

Protestas vecinales y críticas ecologistas

Desde su presentación, el proyecto ha ido sumando alegaciones y movilizaciones ciudadanas, especialmente en los barrios de Puente Castro y La Lastra, las zonas más próximas a la futura planta energética. Colectivos vecinales y organizaciones ecologistas han advertido durante los últimos años de los posibles impactos ambientales y de salud derivados de la actividad industrial prevista tan cerca de zonas habitadas.

Entre las principales críticas figura el funcionamiento permanente de las instalaciones, durante las 24 horas del día y los 365 días del año, así como el incremento del tráfico pesado asociado al transporte de biomasa y residuos orgánicos.

Según las alegaciones presentadas en su día por Ecologistas en Acción, la planta de biogás prevé tratar más de 50.000 toneladas anuales de residuos orgánicos, mientras que la central de biomasa consumiría unas 128.000 toneladas de astillas forestales cada año. Los colectivos alertan de posibles molestias por ruidos, malos olores y emisiones contaminantes, además del elevado consumo de agua previsto para las instalaciones.

Las protestas también han ido creciendo en la calle, con varias concentraciones y manifestaciones con cientos de personas en el centro de la ciudad. Las asociaciones vecinales insisten ahora en que seguirán recurriendo el proyecto por la vía judicial y llaman a la ciudadanía leonesa a rechazar una actuación que, a su juicio, provocará “graves molestias” y “obras innecesarias” en el subsuelo urbano de la ciudad.

Quince años después de que la Justicia confirmara que las grietas que aparecían y resquebrajaban las paredes de sus casas tenían origen en la minería, los vecinos de Langre vuelven a mirar con recelo lo que ocurre bajo sus pies y la explotación de sus recursos naturales.

El pequeño pueblo berciano de 70 habitantes, asentado sobre un entramado de galerías subterráneas, en el municipio de Berlanga, revive estos días un miedo que nunca llegó a desaparecer del todo. Entonces era el carbón. Ahora, la amenaza que perciben los vecinos llega por el viento, en forma de aerogeneradores. Pero el origen de la inquietud es el mismo: la estabilidad de un terreno que ya demostró su fragilidad.

Durante años, los vecinos convivieron con la aparición progresiva de grietas en viviendas, bodegas e incluso en la iglesia del pueblo, hasta que la Justicia condenó al culpable y lo obligó a indemnizarlos. Tras más de una década de pleitos contra 'el rey del carbón', en 2011 el Tribunal Supremo cerró el caso confirmando que los daños tenían su origen en la actividad minera desarrollada bajo el pueblo por empresas vinculadas a Uminsa de Victorino Alonso.

La sentencia ratificó que las galerías subterráneas habían provocado subsidencias, hundimientos y desplazamientos del terreno que afectaron directamente a las construcciones en superficie. Aquella resolución obligó a indemnizar con cuantías que iban de los 4.000 a los 80.000 euros a los 28 vecinos que denunciaron los daños en cerca de 40 inmuebles. En total, más de 700.000 euros. Pero el dinero no cerró la herida. Muchos afectados alertaban entonces que las indemnizaciones apenas ayudaban a tapar los desperfectos, y que el problema no había desaparecido. Las grietas siguen apareciendo, porque el terreno sigue moviéndose.

Por eso, cuando dos hombres desconocidos y muy bien vestidos, que resultaron ser trabajadores de una empresa internacional interesada en el viento que sopla sobre sus montes comunales, les propusieron aprobar en concejo instalar dos torres de medición durante 18 meses en las zonas más altas del entorno de la localidad para estudiar la rentabilidad de un parque eólico, hubo quien recordó que Langre no es un pueblo asentado sobre terreno firme. Bajo sus calles existe una red de galerías mineras que condiciona cualquier intervención sobre el territorio.

Esa realidad ha motivado la redacción de un informe elaborado en el propio pueblo, con el objetivo de explicar, de forma sencilla, qué podría suponer la instalación de un parque eólico en su entorno. El documento recuerda que el subsuelo no es compacto, sino un entramado de cavidades que ya han provocado daños en el pasado. Y plantea una pregunta directa: qué ocurriría si se añaden nuevas cargas y vibraciones sobre ese terreno.

Del carbón a los molinos: el mismo suelo, nuevas dudas

El informe, al que ha tenido acceso este medio, introduce un elemento clave en el debate: la diferencia entre el problema que ya vivió el pueblo y el que podría venir. Si entonces fue la extracción de carbón la que fragmentó el terreno, ahora el riesgo estaría en la combinación de peso y vibración de transportar, instalar y la propia actividad de los aerogeneradores.

Según recoge el informe, estas estructuras pueden superar las 400 toneladas, a lo que se suma una base de hormigón de grandes dimensiones. Pero más allá del peso, el foco está en la vibración constante que genera el giro de las palas. El texto advierte de un posible efecto de resonancia entre esas vibraciones y las cavidades subterráneas, lo que podría amplificar el impacto sobre un suelo que ya ha cedido en el pasado. No es una afirmación categórica, pero sí una advertencia que en Langre se ha tomado muy en serio.

El estudio no se queda solo en el terreno. También pone el foco en la vida diaria del pueblo y en cuestiones que preocupan especialmente a los vecinos, como la salud. El documento habla de los infrasonidos, ondas de baja frecuencia que no siempre se perciben con el oído, pero que sí pueden sentirse dentro de las viviendas. Su exposición continuada se relaciona con problemas de sueño, mareos o estrés, en lo que se ha denominado “síndrome del aerogenerador”.

Además, el texto advierte de posibles efectos sobre el entorno más cercano. Señala que la instalación de los molinos podría alterar el microclima local, con consecuencias directas en huertas y frutales, clave en la economía doméstica de muchas familias. También menciona el impacto sobre los insectos polinizadores, esenciales para mantener la producción agrícola.

En ese contexto, la respuesta vecinal al macroproyecto energético, después de unos días de reflexión, fue tajante. El pasado 18 de abril, Langre votó en concejo y casi de forma unánime en contra de la instalación de las dos torres de medición que proponía Galileo, una plataforma internacional de energías renovables creada en 2020 para desarrollar proyectos en distintos países europeos.

La decisión no cierra definitivamente la puerta al proyecto de la compañía, impulsada por el gestor Morrison y respaldada por grandes inversores de Nueva Zelanda y Australia, entre ellos el fondo soberano neozelandés, Infratil o la Commonwealth Superannuation Corporation.

Galileo podría seguir adelante con su intención de instalar un parque eólico de hasta 11 aerogeneradores, pero el pueblo ya ha dejado clara su posición. Los vecinos no solo piden explicaciones, exigen garantías económicas. Sobre la mesa, una cifra: un aval de hasta 45 millones de euros para cubrir posibles daños.

Un pasado que condiciona el futuro

El caso de Langre vuelve a poner sobre la mesa un debate que atraviesa buena parte de El Bierzo: cómo gestionar el nuevo ciclo energético en un territorio marcado por décadas de explotación de sus recursos.

La diferencia, en este caso, es que aquí el pasado sigue muy presente. Atraviesa de grietas sus paredes. Las casas reparadas una y otra vez. Y está muy vivo en la memoria de un pueblo que ya sabe lo que ocurre cuando la tierra se mueve bajo los pies. Por eso, cuando ahora se habla de molinos, en Langre no solo miran al viento. También miran al suelo que pisan. Y empiezan a organizarse.

El informe elaborado en el propio pueblo no solo enumera riesgos, también plantea cómo responder si el proyecto sigue adelante en su contra. Los vecinos reclaman estudios independientes que analicen el impacto real en la salud, la agricultura y la estabilidad del terreno. Y, ante cualquier duda, apelan a aplicar el principio de precaución. Si no se puede garantizar con certeza que no habrá daños, entienden que el proyecto no debería ejecutarse.

En paralelo, plantean medidas concretas para defenderse. Desde solicitar a la Junta los planos de las galerías mineras que atraviesan los cimientos del pueblo para conocer con exactitud qué hay bajo las zonas donde se quieren instalar los aerogeneradores. También proponen revisar la sentencia de 2011 contra Victorino Alonso como prueba de que el terreno ya está reconocido oficialmente como una zona de riesgo. Y, además, proponen crear un grupo de seguimiento vecinal que vigile cualquier movimiento administrativo o de maquinaria y les permita reaccionar a tiempo ante cualquier avance.

Porque en Langre, más que un debate energético, lo que está en juego vuelve a ser lo mismo de siempre: la seguridad de sus casas, la estabilidad de su tierra y la forma de vida de quienes siguen viviendo sobre ella.

El Ayuntamiento de Villablino ha reabierto el punto de recarga para vehículos eléctricos situado en el aparcamiento municipal gratuito situado al este del polideportivo. La iniciativa está dirigida a impulsar la movilidad sostenible y facilitar el uso de vehículos eléctricos en el municipio.

El cargador, de titularidad municipal, dispone de tres mangueras compatibles con los principales estándares del mercado: CCS, Tipo 2 y CHAdeMO. Cada conector ofrece una potencia de hasta 7 kW, lo que permite atender a varios usuarios de forma simultánea.

Como medida de promoción, las tres primeras horas de recarga son gratuitas. Transcurrido ese periodo, se aplicará una tarifa de 0,39 euros por kWh hasta la finalización de la carga.

Cómo utilizar el punto de recarga

El Ayuntamiento ha simplificado el proceso para los usuarios. Los pasos básicos son: descargar la aplicación Zunder escaneando el código QR disponible en el punto o buscándola en la tienda de aplicaciones; crear una cuenta e introducir los datos personales; añadir un método de pago en la aplicación; seleccionar el conector y pulsar “cargar” para iniciar la recarga.

Como alternativa, también es posible iniciar la recarga mediante tarjeta RFID, acercándola al lector del cargador y siguiendo las instrucciones en pantalla.

Los usuarios pueden consultar más detalles y el estado del servicio a través de la aplicación Zunder o la señalización disponible en el propio punto de recarga. 

El Ayuntamiento recuerda que el cargador es de uso público y anima a la ciudadanía a aprovechar las condiciones gratuitas iniciales para familiarizarse con la movilidad eléctrica.

Con esta reapertura, el Ayuntamiento de Villablino busca reforzar su compromiso con la sostenibilidad, la innovación y la mejora de los servicios públicos. 

La infraestructura pretende contribuir a la reducción de emisiones y favorecer un modelo de transporte más respetuoso con el medio ambiente, además de facilitar el acceso a la recarga para residentes y visitantes.

Irán y Ucrania. Parecen dos guerras que están lejos entre sí, tanto por la geografía, como por sus motivos o sus contendientes, pero la globalización las acerca hasta hacerlas depender la una de la otra en multitud de aspectos, desde la disponibilidad de combustible al empleo de misiles, drones e interceptores.

Ahora que la Guerra de Irán ha cerrado, de momento, el estrecho de Ormuz y el mundo entero pende de un hilo para asegurarse el suministro petrolero, cabe hacerse esta pregunta: ¿De dónde obtiene Ucrania su petróleo? Por lo que he podido saber, la inmensa mayoría venía precisamente de los países del Golfo Pérsico, y de hecho he encontrado alguna noticia que cuenta que Zelensky visitó la zona durante las últimas semanas de marzo, porque obviamente es un tío al que la amenaza de que lo bombardeen con drones iraníes ya se la suda un poco a estas alturas.

Se dice que durante esos viajes habló de cooperación en la lucha antiaérea y cuestiones defensivas, y puede que sea cierto, pero cabe suponer que también se habló de petróleo y gasolina, porque el tema energético no va a ser ni medio fácil en Ucrania en las próximas fechas si, como me temo, los demás vamos a andar con el agua al cuello.

Parece que en ese sentido se mueve también la decisión rusa de prohibir las exportaciones de gasolina a partir de finales de marzo. No sólo se trata, que también, de que los ucranianos hayan atacado instalaciones petroleras rusas, sino de sacar este producto del mercado para generar escasez y complicar el aprovisionamiento ucraniano en los mercados.

En estos momentos, Ucrania anda corta de dinero, porque los 90.000 millones de Euros de ayuda europea no se han aprobado aún por el veto de Budapest, que puede levantarse o no después de las elecciones húngaras. Pero ya no se trata sólo de dinero, sino de disponibilidad. Si las rutas habituales de aprovisionamiento se cierran o se desvían, como ya está sucediendo, debido a subastas de última hora... ¿De dónde saldrán a partir de ahora las ingentes cantidades de combustible que necesita un ejército en pleno combate?

En un mundo cada vez más interconectado, este repentino brote de escasez puede acabar notándose donde menos se espera. Porque la logística de 800.000 hombres en el frente no es una cosa menor.

Así que por lo extraños laberintos que gobiernan los mercados actuales, es posible que las bombas que los americanos lanzan sobre Irán estén cayendo en cierto modo sobre Ucrania.

Tampoco es que a los americanos y los israelíes les importe mucho, creo yo, pero no está de más tenerlo en cuenta.

Hace un año, el 28 de abril, la provincia de León y toda la península ibérica se pararon por unas cuantas horas. Las que duró el gran apagón que sufrió el sistema eléctrico de España y Portugal, un asunto que sigue pendiente de dilucidar culpas mientras el operador del sistema Red Eléctrica y las principales eléctricas se echan culpas mutuas.

El 'cero absoluto', como se denomina en el argot energético, ocurrió a partir de las 12:32 horas cuando se fue el sistema eléctrico. Las comunicaciones aguantaron a duras penas un poco más pero acabaron cayendo y generando uno de los principales problemas de la jornada, que en términos generales se saldó sin incidentes graves en España y en la provincia leonesa. Solo en el Valle de Sajambre y alguna otra pequeña localidad autosuficiente ni se enteraron de la movida.

Ese 28 de abril se conocieron los datos de la Encuesta de Población Activa del primer trimestre del año, no especialmente buenos con un repunte, y la Universidad de León celebraba con un par de días de retraso el Día de San Isidoro, su patrón, un acto que pese a la ausencia de electricidad no se vio especialmente afectado.

Tras el apagón absoluto las instituciones se organizaron para verificar los posibles sucesos, como ciudadanos atrapados en ascensores entre otros, mientras los ciudadanos paseaban, los comercios esperaban un poco por si volvía pronto la luz y se intentaba obtener información por alguno de los canales a los que se podía acceder. Las redes móviles aguantaron un poco al principio pero en términos generales se acabaron cayendo por lo prolongado del corte.

Desde primera hora del apagón un 'gabinete de crisis' funcionó en la Subdelegación del Gobierno para coordinar a los cuerpos y fuerzas de seguridad, iniciando un proceso de verificar que no había problemas en puntos clave como los hospitales o residencias de mayores, que deben tener generadores de emergencia. Allí se coordinaron la Diputación, los ayuntamientos de la provincia con que se iba contactando o hasta la Junta de Castilla y León. Pese a tener las competencias en materia de emergencias y protección civil el Gobierno autonómico no activo un Cecopi provincial aunque sí había activado el nivel 2 autonómico, que es donde se coordinan los efectivos como sí hizo en verano con los graves incendios forestales. En el caso de León dejó funcionar al 'gabinete de crisis' y la coordinación en manos del Ejecutivo central, que no activó el nivel 3 de emergencias que les hubiera puesto al frente.

El mayor problema de la jornada fueron las comunicaciones, con la red móvil muy inestable porque con el transcurrir de las horas se apagaban estaciones bases móviles y las comunicaciones se hacían imposibles. Una de las anécdotas de la jornada fue que para poder mantener la conexión con El Bierzo se tuvo que movilizar vehículos de la Policía Nacional entre Astorga y el Manzanal ante el fallo de un repetidor en la zona y para mantener las comunicaciones.

También hubo que tirar del sitema REMER, una red de radioficionados voluntarios que colaboran con el Sistema Nacional de Protección Civil, que prestaron una ayuda fundamental para por ejemplo conocer cómo estaba la situación en el Hospital de El Bierzo, sin ningún incidente destacable. Ese fallo en las comunicaciones ha sido la principal incidencia encontrada en León, con algún incumplimiento de las obligaciones de tener sistemas energéticos alternativos en lugares sensibles.

A primera hora de la tarde empezó a volver el suministro a varias zonas de la provincia, reactivando la red eléctrica en zonas de El Bierzo, incluyendo parte de Ponferrada, y en torno a las siete y media de la tarde comenzó a recuperarse en la capital leonesa, y así paulatinamente a otras localidades. En Laciana no se pudo recuperar el suministro hasta prácticamente un día después del apagón.

De los aprendizajes destaca el concepto de 'isla energética', que derivado de los apagones por la nieve, hizo que el municipio de Oseja de Sajambre no se viera afectado, ya que su sistema puede ser autónomo. Y cómo el sistema de emergencia funciona al haber dejado un tren enuno de los túneles de la variante de Pajares, activando un operativo que rescató a las decenas de pasajeros afectados.

A pie de calle el apagón dejó inactividad, interrumpiendo la vida diaria y afectando en particular a la actividad económica. Una jornada atípica que estuvo acompañada de un buen tiempo que los leoneses disfrutaron en la calle. “Nos hemos acostumbrado tanto a estas nuevas tecnologías que si nos falla alguna pues estamos fatal”, reflexionaba una mujer entrevista por ILEÓN en esa jornada. Un año después la vida sigue, pese a Donald Trump, más o menos igual.

Las expropiaciones del mayor entramado eléctrico proyectado en la provincia de León para dar un sustento imprescindible a casi una veintena de macroparques eólicos y solares de la comarca de El Bierzo dan un paso decisivo. El Boletín Oficial de Castilla y León (BOCyL) publica este martes la convocatoria para el levantamiento de actas previas a la ocupación de los terrenos necesarios para ejecutar el denominado ‘Nudo Montearenas Sur’, de 400 kilovoltios (kV).

El anuncio activa formalmente el procedimiento de expropiación forzosa sobre una cifra final de 186 fincas en total repartidas en tres municipios, pero con una abrumadora concentración en el de Torre del Bierzo, donde se localizan 180 parcelas afectadas. Las siete restantes se reparten entre Castropodame (tres) y Brazuelo (otras tres), según el listado oficial que acompaña a la resolución.

Los propietarios y titulares de derechos han sido citados para comparecer en los primeros días de junio en dependencias municipales. En concreto, el Ayuntamiento de Torre del Bierzo acogerá las comparecencias los días 1 y 2 de junio, mientras que en Brazuelo y Castropodame -este último en las Escuelas Viejas de Matachana- tendrán lugar el 3 de junio. En estas reuniones se procederá al levantamiento de actas previas, paso imprescindible antes de la ocupación efectiva de los terrenos.

El anexo del anuncio del Servicio Territorial de Industria, Comercio y Economía de León, firmado por Fernando Bandera, detalla de forma pormenorizada cada finca, incluyendo superficie afectada, servidumbres previstas, ubicación de apoyos eléctricos y el horario concreto de citación, lo que evidencia el grado de avance administrativo del proyecto, el cual ya había sido hace meses 'blindado' por la Junta al declararlo como “de utilidad pública”. Una figura que garantiza que la compañía promotora pueda expropiar los terrenos.

El ‘Nudo Montearenas Sur’ constituye una de las mayores 'autopistas eléctricas' diseñadas en la provincia para dar salida a la producción de energías renovables. Promovido por la sociedad Comunes Montearenas SL, vinculada al grupo empresarial del empresario leonés Lamelas Viloria, el proyecto articula una red de evacuación de alta tensión, principalmente a 400 kV, con ramales también a 220 kV, de la que dependen cerca de una veintena de futuras instalaciones energéticas en diferente grado actual de desarrollo.

Entre ellas figuran parques eólicos proyectados en enclaves como Torre del Bierzo, Santa Colomba de Somoza o Villagatón, así como grandes plantas solares distribuidas por comarcas como La Valduerna, la Cepeda o el entorno de Benavides de Órbigo. En conjunto, se trata de millones de paneles solares y decenas de aerogeneradores cuya viabilidad depende de esta red de evacuación para verter la energía generada a las infraestructuras de Red Eléctrica de España (REE).

Una larga tramitación

El expediente administrativo arrastra una larga tramitación iniciada en 2020, con procedimientos inicialmente separados para las líneas de 400 y 220 kV que terminaron unificándose tras las declaraciones de impacto ambiental favorables emitidas en 2023. La autorización administrativa previa y de construcción llegó en junio de 2024, paso previo a la solicitud de utilidad pública cursada meses después.

En ese proceso apenas se registraron alegaciones, de hecho, solo una, de la plataforma Bierzo Aire Limpio, que fue desestimada por la Administración autonómica al considerar que no se centraban en este trámite concreto sino en fases ya superadas, como la evaluación ambiental o la autorización del proyecto.

La Junta ha defendido reiteradamente la iniciativa en el marco de la transición energética, subrayando su papel para garantizar el suministro eléctrico, reducir la dependencia de combustibles fósiles y facilitar la integración de nuevas fuentes renovables. Además, el expediente recoge que el promotor ya habría alcanzado acuerdos con más del 50% de los propietarios afectados, lo que ha allanado parcialmente el camino hacia esta fase de expropiaciones.

En cuanto al protagonismo empresarial, la sociedad Comunes Montearenas SL que pilota ahora el Nudo Montearenas no deja de ser otro bandazo empresarial dentro del mismo Grupo Lamelas, ya que el megaproyecto nació de la mano de la empresa Erbienergía Inversiones SL pero ahora ha pasado a ser protagonizado por otras compañías del mismo conglomerado leonés, también Montearenas Este SL, la cual se denominaba previamente Parque Eólico Cabra SL.

El pueblo de Langre, en la comarca de El Bierzo, ha hablado. Los vecinos han sido casi una sola voz. Y la práctica totalidad de ellos han cerrado filas frente al inicio de un posible proyecto eólico en sus montes comunales, promovido por un grupo neozelandés y pese a sus jugosas promesas de futuro.

El concejo celebrado este sábado 18 de abril se saldó con un rechazo prácticamente unánime a la instalación de dos torres de medición, dotadas con anemómetros, por espacio de 18 meses, año y medio. Era el primer paso planteado por la compañía para evaluar la viabilidad de un parque de 11 grandes aerogeneradores en los montes públicos comunales.

La votación, realizada a mano alzada, no dejó lugar a dudas: ningún vecino apoyó la instalación de los equipos. A continuación, al preguntar por los votos en contra, la práctica totalidad de los asistentes levantó la mano en señal de rechazo, registrándose únicamente dos abstenciones.

La decisión llega dos semanas después del primer encuentro, celebrado el 4 de abril, cuando el alcalde pedáneo, Miguel Ángel Barreiro (PSOE), convocó a los vecinos junto a representantes de una compañía interesada en el potencial eólico de la zona. En aquella sesión, marcada por la falta de detalles concretos y la petición de una autorización rápida, los asistentes optaron por aplazar cualquier decisión y solicitar más información.

Según lo trasladado entonces, la propuesta inicial consistía en instalar dos torres de medición en las zonas más elevadas del entorno de la localidad para analizar el recurso eólico. Ese estudio sería el paso previo a un eventual desarrollo de un parque con 11 molinos en suelo comunal. A cambio, la empresa planteaba unos ingresos anuales cercanos a los 55.000 euros, que se podría ir actualizando conforme al IPC, y compromisos de actuaciones en el pueblo que de momento eran bastante genéricos.

Detrás del planteamiento se encuentra Galileo, una plataforma internacional de energías renovables impulsada por el gestor de infraestructuras Morrison y respaldada por grandes inversores institucionales de Nueva Zelanda y Australia.

Con el resultado de este sábado, los vecinos de Langre cierran, al menos por ahora, la puerta a la fase inicial del proyecto y evidencian una posición de total ante este tipo de desarrollos en la comarca berciana, donde ya son varios los que han sido tumbados, pero no tanto por la oposición vecinal sino por condicionantes ambientales o falta de autorizaciones administrativas del Gobierno central. Todavía en el caso de Langre podría haber caminos para la compañía para mantener el proyecto en marcha y requerir su aprobación, por ejemplo con figuras que desembocaran en expropiación de los terrenos, previa declaración de interés público, pero la inicial y clara postura vecinal en contra no lo podrá nada fácil.

Langre, un pequeño pueblo del municipio berciano de Berlanga, se sostiene, y sus grietas le cuesta a las casas de sus vecinos, sobre un entramado de galerías de minas. A pocos metros de su letrero, empieza a crecer la vegetación entre los escombros del cielo abierto sin restaurar que durante años explotó el 'rey del carbón' Victorino Alonso. El sector bajó la persiana definitivamente en 2018 en la provincia de León, pero la comarca sigue en el punto de mira de proyectos que buscan explotar sus recursos para generar riqueza. La nueva oleada de proyectos energéticos, ahora renovables, llegó en sábado y en plena Semana Santa.

El 4 de abril, el alcalde pedáneo, Miguel Ángel Barreiro, del PSOE, convocó un concejo al que llegó acompañado por dos hombres desconocidos y muy bien vestidos, que resultaron ser trabajadores de una empresa internacional interesada en el viento que sopla sobre sus montes comunales.

En una sesión con pocos datos, pero muchas prisas y promesas económicas sobre la mesa, pedían a los vecinos su autorización para instalar dos torres de medición durante 18 meses en las zonas más altas del entorno de la localidad. El objetivo, medir el recurso eólico y determinar si resultaría rentable desarrollar allí un parque eólico. Pero en El Bierzo hace tiempo que los vecinos han aprendido que casi ningún macroproyecto empieza llamándose así, y menos por parte de sus promotores.

La respuesta del pueblo fue prudente. Lejos de dar un sí inmediato, los asistentes al concejo optaron por pedir documentación detallada, meditar la información y aplazar la decisión. Quieren estudiar las condiciones, debatirlas con calma y, luego, “¡ya veremos!”, trasladan a este medio. Ese momento llegará este sábado 18 de abril, en una nueva reunión que se prevé clave para el futuro de la localidad.

Promesas económicas jugosas, entre incógnitas

Según lo trasladado, vagamente, a los vecinos, el proyecto que se plantea a medio plazo incluiría la instalación de 11 molinos, sobre terrenos comunales. A cambio, la empresa ofrece unos ingresos anuales de alrededor de 55.000 euros, actualizados conforme al IPC, además de compromisos genéricos de actuaciones en el pueblo, como desbroces o pequeñas mejoras sin concretar.

También se menciona la posibilidad de incluir una cláusulas de reversibilidad en los contratos, un elemento que suele utilizarse como garantía en este tipo de operaciones. Sin embargo, más allá de la oferta económica y la posibilidad de dar marcha atrás en cualquier momento, el resto de aspectos clave del proyecto son difusos.

No se ha presentado, por ahora, un estudio de impacto ambiental del entorno de Langre. Tampoco se han ofrecido garantías claras sobre la creación de empleo local, más allá de menciones genéricas habituales en este tipo de iniciativas. Y el propio proyecto, en su fase actual, se limita oficialmente a la instalación de dos torres de medición, paso previo a cualquier desarrollo posterior.

En otras palabras, la parte mejor definida de la propuesta es el dinero, tentador, que recibiría una junta vecinal con pocos vecinos, escasos recursos y muchas necesidades. La más relevante, su impacto real sobre el territorio, sigue siendo una incógnita.

Una empresa internacional, con interés en un pueblo diminuto

Detrás de esta primera toma de contacto está Galileo, una plataforma internacional de energías renovables creada en 2020 para desarrollar proyectos en distintos países europeos. La compañía está impulsada por el gestor de infraestructuras Morrison y cuenta con el respaldo financiero de grandes inversores institucionales de Nueva Zelanda y Australia, entre ellos el fondo soberano neozelandés, Infratil o la Commonwealth Superannuation Corporation.

Su modelo de negocio es global: identificar ubicaciones con potencial energético, desarrollar proyectos competitivos y operar dentro de grandes carteras de inversión en renovables. Según lo trasladado en el concejo, el de Langre, un pueblo con alrededor de 70 vecinos, podría ser su primer proyecto en España.

Este medio ha intentado ponerse en contacto con la empresa para conocer con mayor detalle el alcance de la propuesta, sus previsiones de empleo, el modelo contractual o las compensaciones para el territorio, sin haber obtenido respuesta.

El Bierzo, otra vez en el mapa energético

El caso de Langre no es un hecho aislado, sino un episodio más dentro de un proceso más amplio que afecta a toda la comarca. Tras más de un siglo marcada por la explotación del carbón y la generación eléctrica en centrales térmicas, El Bierzo vuelve a situarse en el punto de mira de grandes operadores energéticos, esta vez bajo el paraguas de la transición hacia fuentes renovables.

El cambio de modelo, de combustibles fósiles a energía eólica, solar o hidráulica, no ha eliminado, sin embargo, las tensiones de fondo. La pregunta que atraviesa muchos de estos proyectos, como el de Langre, sigue siendo la misma: qué parte del valor generado se queda realmente en el territorio y qué parte se marcha fuera.

Durante décadas, la minería llegó a emplear a decenas de miles de personas en la comarca. Hoy, los grandes proyectos renovables manejan cifras de inversión millonarias y promesas de empleo durante su construcción, pero generan puestos de trabajo muy limitados una vez entran en funcionamiento. El contraste entre el volumen de negocio y el retorno local sigue siendo uno de los puntos más cuestionados.

La experiencia reciente en la provincia de León, y especialmente en El Bierzo y el Alto Sil, añade más elementos para estudiar con cautela el futuro de los montes de Langre. En los últimos años, varios proyectos eólicos de gran envergadura han sido tumbados o modificados de manera importante tras evaluar su impacto ambiental.

El caso más emblemático es el de la Sierra de Gistredo, donde tras más de dos décadas de lucha vecinal y ecologista, diferentes iniciativas eólicas han sido rechazadas por su impacto sobre un territorio de alto valor ambiental, hábitat de especies protegidas como el oso pardo o el urogallo cantábrico. Más recientemente, proyectos impulsados por grandes compañías energéticas también han caído por su afección a espacios sensibles o por la acumulación de impactos en una misma zona.

Otros casos, como el parque eólico de Trabadelo, se han caído debido a los muchos condicionantes e importantes recortes en su planteamiento inicial, como la eliminación de la mitad de los aerogeneradores previstos o la obligación de soterrar infraestructuras para reducir su impacto sobre la fauna y el paisaje. La empresa ha acabado desestimando el proyecto.

Estos antecedentes refuerzan una idea cada vez más presente en la comarca: no se trata de un rechazo genérico a las energías renovables, sino de cómo, dónde y para quién se desarrollan. En ese contexto, propuestas como la de Langre abren un debate que va más allá de un solo pueblo. Los 55.000 euros anuales ofrecidos por el gigante energético pueden suponer un ingreso relevante para una junta vecinal pequeña, pero plantean interrogantes cuando se comparan con el valor económico total que puede generar un parque eólico durante décadas de explotación.

Un territorio bajo presión energética constante

La insistencia de nuevas iniciativas energéticas en la zona refuerza la percepción de que El Bierzo sigue siendo un territorio especialmente atractivo para este tipo de inversiones. No solo por su recurso natural, sino también por la existencia de infraestructuras eléctricas heredadas del pasado industrial y por la disponibilidad de suelo en zonas gravemente afectadas por la despoblación.

Ejemplo de ello son otros proyectos recientes, o en estudio, vinculados a magnates mineros, como la polémica planta fotovoltaica proyectada sobre terrenos en disputa de la antigua mina a cielo abierto de la Gran Corta de Fabero que explotó Victorino Alonso, o iniciativas hidroeléctricas de gran escala del grupo Lamelas Viloria como la que acaba de vender a un grupo suizo en Navaleo, y otra en el entorno del río Cúa. En este último caso, ya en 2018 se tramitó una central depuradora reversible con cientos de megavatios de potencia en los términos de Berlanga del Bierzo, Fabero y Vega de Espinareda, destinada a aprovechar y tratar aguas de origen minero en una compleja infraestructura.

Aunque de naturaleza distinta, todos estos proyectos comparten un mismo trasfondo: la utilización intensiva de los recursos naturales de la comarca en un nuevo ciclo energético que afecta a muchos, pero está en manos de muy pocos.

El sábado, nueva decisión

Mientras tanto, en Langre, el proceso sigue en su fase más inicial. Este sábado 18 de abril, los vecinos volverán a reunirse en concejo para decidir si autorizan o no la instalación de las torres de medición.

La decisión no es menor. Aunque se trate solo de un estudio previo, marcará el inicio, o no, de un camino que otros pueblos de la comarca ya han recorrido antes: el de convertirse en pieza de un modelo energético que, con distintos nombres y discursos, lleva más de un siglo definiendo el futuro de El Bierzo.

El Ayuntamiento de León impulsa una estrategia basada en la sostenibilidad y el autoconsumo para reducir la factura energética municipal hasta en 620.000 euros al año y disminuir las emisiones, además de avanzar hacia un modelo energético menos dependiente de los combustibles fósiles.

Será a través de la instalación de un total de un total de 13 instalaciones solares fotovoltaicas en edificios municipales, diez de la cuales cuentan con sistemas de almacenamiento energético por baterías para conservar la energía generada, que según sus cálculos permitirán llegar a más de 100 puntos de consumo municipales. Es decir, estiman que el reparto podría alcanzar un radio de hasta 5 kilómetros desde cada punto de generación.

El proyecto supone la generación de 1.538,68 kilovatios de potencia total instalada y una capacidad de almacenamiento instalada de 1.970 kilovatios, lo que evitará la emisión de más de 860 toneladas de CO₂, cifró hoy el alcalde de León, José Antonio Alonso, en la presentación de las iniciativas.

Además, el ahorro económico estimado es de más de 620.000 euros anuales, y el alcalde ha indicado que, con estos datos, esperan que se pueda amortizar en un plazo de tres años la inversión de esta primera fase, que contemplaba la instalación de 2.481 placas, repartidas en distintos puntos de la ciudad.

Dónde van las placas

Las placas se ubicarán en la llamada pérgola bioclimática del paseo de los Pendones Leoneses, que en realidad 'esconde' el intercambiador de autobuses urbanos y metropolitanos; los pabellones deportivos de San Esteban, el Margarita Ramos situado en el Polígono 10, el de la Torre y el situado junto al colegio de Luis Vives; las instalaciones del Servicio de Limpieza; los polideportivos de los colegios públicos de La Granja y de Quevedo; el centro cívico Ventas Oeste; el Centro de Acción Social (Ceas) Ventas Este y los polideportivos de Gumersindo Azcárate, Salvio Barrioluengo en el barrio de El Ejido y el de Puente Castro.

Cabe recordar que este último se inauguró tras años de promesas del equipo de Gobierno con el barrio, se invirtieron en él 2,3 millones de euros y tras la inauguración jamás se pudo utilizar por insalvables deficiencias de climatización, las cuales se contrataron después con la necesidad de volver a invertir otros  328.500 euros más. A día de hoy no consta que se pueda utilizar todavía.

El regidor, en rueda de prensa junto a varios técnicos, defendió hoy este sistema “pionero” de autoconsumo energético, que busca cumplir el objetivo de contar “con una ciudad más eficiente, sostenible y preparada para el futuro”, que invierta en energía solar como inversión en seguridad y bienestar, ha asegurado.

La inversión total se sitúa “alrededor” de 2,5 millones de euros, cofinanciados con un millón de euros de la Unión Europea. Además, han remarcado que el Ayuntamiento de León ha ejecutado diferentes proyectos para el autoconsumo con los que generar una producción de energía limpia de 3,9 millones de kilovatios al año. Y es que al mismo tiempo resaltaron que estas nuevas placas se suman a las casi 5.000 existentes o en construcción (con una potencia total de 1.637 kilovatios) en ubicaciones como el Palacio de Exposiciones -tras siete años inactivas y una nueva necesidad de inversión-; el edificio municipal de Ordoño II; las piscinas de La Palomera, con cuantiosas reformas en marcha; el Parque de Bomberos, fruto de otra millonaria inversión de 3,3 millones; o el Colegio de Huérfanos Ferroviarios (CHF), que también suma ya 7 millones en total.

Reolum ha adquirido una nave industrial en el polígono El Crispín, en La Robla, que transformará en su nuevo centro de innovación y oficinas técnicas, en una operación valorada en 12 millones de euros y vinculada directamente al desarrollo de su macroproyecto energético en la zona.

La instalación, con una superficie total de 49.750 metros cuadrados, contará con cerca de 3.000 metros destinados a oficinas y albergará un laboratorio, un taller de ensayos, espacio de almacenamiento y áreas de premontaje. El objetivo de la compañía es centralizar en este enclave parte de su capacidad técnica y avanzar en el desarrollo de combustibles sintéticos verdes.

La nave jugará además un papel clave durante la fase de construcción de ‘La Robla Green’, el proyecto energético impulsado por la compañía en los terrenos de la antigua central térmica, al servir como base para el personal técnico encargado de supervisar las obras y como espacio logístico para el almacenamiento de equipos y el premontaje de instalaciones.

Una vez en funcionamiento, el complejo dará soporte tanto a la planta de La Robla como al proyecto previsto en Villadangos, actuando como centro administrativo, taller técnico, laboratorio de pruebas y almacén de repuestos.

La adquisición se enmarca en la hoja de ruta industrial de la empresa, que busca reforzar su capacidad de innovación en un momento clave para el desarrollo de sus proyectos. El consejero delegado y cofundador de Reolum, Yann Dumont, señala que estas instalaciones permitirán “desarrollar, testar y optimizar soluciones en el ámbito de los combustibles sintéticos verdes”, además de integrar talento local y mejorar la eficiencia y coordinación de las plantas.

El movimiento supone un nuevo avance en el despliegue de ‘La Robla Green’, una de las mayores inversiones privadas previstas en la provincia de León, con un presupuesto de 850 millones de euros. El proyecto contempla una planta de biomasa de 50 megavatios eléctricos, sistemas de captura de CO₂, producción de hidrógeno verde y una instalación de e-metanol con capacidad de hasta 140.000 toneladas anuales.

La Junta de Castilla y León ha declarado de utilidad pública la planta fotovoltaica ‘Soleyada I’, proyectada en el municipio leonés de Villamañán y promovida por la empresa asturiana Soleyada Energía Solar SL, lo que abre la puerta a la expropiación de terrenos necesarios para su ejecución en los casos en los que no se han alcanzado acuerdos.

Según la resolución publicada este miércoles 15 de abril en el Boletín Oficial de Castilla y León (Bocyl), el promotor ha logrado cerrar acuerdos con más del 50% de los propietarios afectados, tanto en número como en superficie, un requisito clave para avanzar en la tramitación. Sin embargo, el resto de titulares de parcelas, que no firmaron o lo hicieron de forma parcial, podrá verse ahora afectado por procedimientos de expropiación.

El expediente administrativo señala que durante el periodo de información pública, desarrollado entre finales de 2025 y comienzos de 2026, no se presentaron alegaciones por parte de los afectados.

La declaración de utilidad pública, firmada el pasado 7 de abril por el Servicio Territorial de Industria, Comercio y Economía de León, implica la necesidad de ocupación de los bienes y derechos incluidos en un anexo con varias parcelas del término municipal, que suman varios miles de metros cuadrados.

El proyecto cuenta con autorización administrativa previa y de construcción desde junio de 2022, tras haber iniciado su tramitación en 2021 como uno de los varios parques solares planteados en la zona sur de la provincia de León.

Desde el punto de vista técnico, ‘Soleyada I’ contempla la instalación de 14.616 módulos fotovoltaicos sobre una superficie de entre 14 y 17 hectáreas, con una potencia prevista de 6 megavatios y una inversión estimada de 3,5 millones de euros. La iniciativa incluye también su infraestructura de evacuación, en parte soterrada.

Además, ya había obtenido en mayo de 2022 una declaración de impacto ambiental favorable, en la que la administración autonómica concluía que no tendría efectos significativos sobre el medio ambiente, dentro de un conjunto de tres plantas solares previstas entre Villamañán y La Bañeza que suman más de 63 hectáreas.

Con esta resolución, el proyecto encara la fase final antes de su ejecución material, al quedar habilitada legalmente la ocupación de terrenos en caso de no existir acuerdo con todos los propietarios. No obstante, la decisión no pone fin a la vía administrativa y los interesados podrán interponer recurso de alzada en el plazo de un mes desde el día siguiente a su notificación ante el Director General de Energía y Minas, en la sede de la Junta en la avenida Reyes Leoneses, 11, en León.

Un equipo de investigadores ha demostrado que los posos de café usados pueden transformarse de forma eficiente en biobutanol, un biocombustible avanzado con potencial para sustituir parcialmente a los combustibles fósiles, mediante un proceso optimizado que reduce costes y refuerza la viabilidad industrial de esta alternativa energética.

El estudio, liderado por el Centro de Biocombustibles y Bioproductos del Instituto Tecnológico Agrario de Castilla y León (ITACyL) y la Universidad de León (ULE), confirma que los residuos sólidos del café, uno de los subproductos agroalimentarios más abundantes del mundo, pueden revalorizarse dentro de un modelo de economía circular, al convertirse en una fuente eficaz de energía renovable.

Según explican los autores, el trabajo optimiza por primera vez todo el proceso de producción de biobutanol a partir de posos de café, desde el tratamiento previo del residuo hasta la fermentación final, logrando altas concentraciones del biocombustible con una reducción significativa en la cantidad de nutrientes necesarios para el proceso, uno de los principales factores de coste.

Ventajas sobre el bioetanol

El biobutanol es un alcohol de cuatro carbonos que presenta ventajas frente al bioetanol, al tener mayor densidad energética, menor volatilidad y una mayor compatibilidad con las infraestructuras actuales de transporte y almacenamiento de combustibles, además de poder mezclarse con gasolina en cualquier proporción.

En la primera fase del trabajo consultado por EFE tras su publicación en la revista 'Process Safety and Environmental Protection', los investigadores optimizaron el pretratamiento químico de los posos de café mediante ácido sulfúrico diluido y posterior hidrólisis enzimática, con el objetivo de liberar la mayor cantidad posible de azúcares fermentables.

Con las condiciones óptimas, se logró recuperar más del 91% de los azúcares totales contenidos en el residuo, una cifra muy superior a la descrita en estudios previos.

Posteriormente, el hidrolizado obtenido fue sometido a un proceso de detoxificación para eliminar compuestos inhibidores que dificultan la fermentación. Este paso permitió eliminar completamente sustancias tóxicas como los furanos y reducir en más de un 80 % los compuestos fenólicos, sin una pérdida significativa de azúcares.

El siguiente avance clave fue la selección de la bacteria más eficiente para transformar esos azúcares en biobutanol. Tras evaluar ocho cepas del género Clostridium, el equipo identificó a Clostridium saccharoperbutylacetonicum como la más eficaz, tanto en producción de butanol como en consumo de azúcares, superando a otras cepas comúnmente utilizadas.

Desarrollo de la fermentación

Uno de los principales logros del estudio es el desarrollo de un medio de fermentación con nutrientes mínimos. Mediante un diseño estadístico, los investigadores demostraron que muchos de los compuestos habitualmente añadidos no eran necesarios, lo que permitió reducir la fermentación a solo tres suplementos esenciales. Esta simplificación se tradujo en una reducción de los costes de hasta casi el 50 % respecto a formulaciones convencionales.

Finalmente, la optimización de las condiciones de fermentación permitió alcanzar concentraciones de hasta 7,9 gramos por litro de biobutanol y casi 12 gramos por litro de la mezcla total de disolventes, con rendimientos superiores a los reportados anteriormente para residuos de café.

Los autores subrayan que estos resultados refuerzan el potencial de los posos de café como materia prima para la producción de biocombustibles avanzados y muestran que, mediante una adecuada selección de microorganismos y condiciones de proceso, es posible mejorar tanto la eficiencia como la rentabilidad.

El estudio contribuye así a dar una segunda vida a un residuo que actualmente se gestiona en gran medida como desecho, al tiempo que impulsa soluciones energéticas más sostenibles alineadas con los objetivos de descarbonización y economía circular de la Unión Europea. 

Durante décadas, la Gran Corta de Fabero fue una herida en el paisaje de El Bierzo. Un enorme hueco que creció hasta convertirse en una de las explotaciones mineras a cielo abierto más grandes de Europa, símbolo de la era del carbón y del modelo económico que sostuvo durante generaciones a la comarca, la provincia y el país.

Cuando el sector de la minería cerró definitivamente a finales de 2018, lo que quedó no fue solo el silencio de las máquinas y los trabajadores mal llamados excedentes del carbón. Sobre el terreno, más de 700 hectáreas profundamente transformadas: taludes inestables, escombreras, cursos de agua alterados y un ecosistema degradado tras más de un siglo de extracción intensiva.

Un cierre sin restauración

La legislación obligaba a devolver esos terrenos a unas condiciones ambientales seguras. Pero esa restauración nunca llegó por parte de quien debía asumirla. El empresario minero Victorino Alonso, conocido como ‘el rey del carbón’, abandonó la explotación sin ejecutar los trabajos de recuperación ambiental.

Años después, ya fuera de la actividad minera y con antecedentes judiciales por delitos medioambientales en otras explotaciones de la provincia, el agujero de Fabero seguía ahí, intacto. El coste de esa inacción lo asumió finalmente lo público.

En 2021, el Instituto para la Transición Justa y la Junta de Castilla y León firmaron un convenio para restaurar la Gran Corta con fondos del Plan de Recuperación financiado por la Unión Europea. La intervención, con una inversión de más de 38 millones de euros, arrancó en 2022 con un objetivo claro: reconstruir un territorio profundamente alterado. Una intervención millonaria que, en la práctica, vino a cubrir una obligación incumplida por la empresa explotadora, cuyas fianzas resultaron insuficientes para reparar el daño causado.

En 2023, cuando la restauración empezaba a andar, el 'rey del carbón' entraba en prisión para cumplir sus dos condenas firmes por delitos medioambientales en dos explotaciones mineras de Laciana y Babia, El Feixolín y Nueva Julia. Apenas estuvo un año en prisión, a pesar de que fue condenado a 5 años y diez meses de cárcel y al pago de más de 50 millonarias en multas que va pagando con un embargo de su pensión a razón de 500 euros al mes.

Pero hay un elemento añadido que introduce aún más controversia en toda esta historia: parte de esos trabajos financiados con dinero público en la Gran Corta han sido ejecutados por empresas vinculadas al propio entorno empresarial del ‘rey del carbón’, utilizando además su maquinaria.

Millones para rehacer el paisaje, pero no del todo

El proyecto de restauración con dinero público llegaba para plantear una transformación integral del espacio. No solo tratar de cubrir las cicatrices de la actividad minera, sino de redibujar completamente el terreno.

Los trabajos, que ya deberían estar terminados, pero todavía están en ejecución, han supuesto grandes movimientos de tierra, estabilización de taludes, creación de una nueva red hidrográfica y la recuperación de la vegetación con la plantación de cientos de miles de árboles. En paralelo, se han diseñado nuevos usos para el espacio: zonas recreativas, miradores, rutas peatonales y equipamientos vinculados a la interpretación ambiental y minera.

A eso se suman actuaciones de carácter divulgativo, como la instalación de cartelería temática, elementos interpretativos o incluso réplicas paleobotánicas de gran formato, con un contrato que ronda los 60.000 euros.

La imagen que se quiere proyectar ahora de la Gran Corta es la de un espacio que deja atrás su pasado industrial para convertirse en un entorno recuperado, visitable y con nuevos usos. Pero este relato no está aún completo.

Pero no toda la Gran Corta forma parte del proyecto financiado con fondos públicos. Dos áreas quedaron fuera del perímetro de actuación. Y es precisamente en esos espacios donde hoy se concentran algunos de los principales conflictos sobre el futuro del enclave.

Del carbón al negocio del Sol

En una de esas zonas que quedaron fuera del plan de restauración, el pasado vuelve a abrirse paso para explotar los recursos naturales, aunque de otra manera: a través de la energía solar.

Allí, empresas vinculadas al entorno societario de Victorino Alonso impulsan la construcción de una planta solar fotovoltaica sobre 26,5 hectáreas de la antigua explotación minera, con unos 26.000 paneles previstos. El proyecto ha contado con el visto bueno de la Junta de Castilla y León, que lo eximió de someterse a una evaluación de impacto ambiental ordinaria y lo tramitó posteriormente de forma acelerada.

No es un movimiento aislado ni improvisado. Antes incluso de su entrada en prisión, el empresario minero ya había comenzado a reorientar su actividad hacia las energías renovables utilizando suelo de sus antiguas minas, muchas de ellas aún sin restaurar.

Pero la controversia va aún más allá del modelo energético o del impacto ambiental. El conflicto de fondo es la propiedad de esos terrenos.

La mayoría de las fincas en las que está proyectada la planta solar fueron cedidas en los años noventa por particulares mediante contratos que incluían cláusulas de reversión. Es decir, debían volver a sus dueños originales pasados 25 años. Ese plazo ya se ha cumplido. Sin embargo, los terrenos no han sido devueltos.

Una empresa vinculada al antiguo entramado minero ha reconocido que más de 200 hectáreas están sujetas a esa obligación de retorno. Aun así, el proyecto fotovoltaico sigue avanzando sobre esos suelos, lo que ha provocado la reacción de los propietarios.

Vecinos de pedanías como Lillo del Bierzo y Otero de Naraguantes se han organizado en una plataforma para reclamar lo que consideran suyo. El conflicto ha llegado hasta el Defensor del Pueblo y su denuncia resume décadas de historia: tras el carbón, la degradación del territorio y una restauración pagada con dinero público, los terrenos no han vuelto a sus dueños y ahora se proyecta sobre ellos un nuevo negocio. Distinto en apariencia, pero con los mismos protagonistas de fondo.

Otro modelo: uso público y turismo

Frente a ese modelo energético, el Ayuntamiento de Fabero impulsa otro tipo de iniciativas en la zona. Entre ellas, el desarrollo de rutas para bicicletas de montaña y otros usos vinculados al ocio y al turismo activo, en línea con el propio proyecto de restauración.

La idea es integrar la Gran Corta en una estrategia de reconversión del territorio que mire hacia el turismo, la naturaleza y la puesta en valor del patrimonio minero. Dos formas distintas de entender el futuro de un mismo espacio.

Recientemente, se acaba de adjudicar el contrato para la construcción de senderos técnicos BTT y Pump Tracks, dos modalidades distintas dentro del ciclismo de montaña, con una inversión que supera los 760.000 euros y un plazo de ejecución de cuatro meses, por lo que deberían estar listas para el mes de julio.

Cicatrizar no es olvidar

La Gran Corta de Fabero empieza, por fin, a dejar de ser solo una herida. El paisaje se empieza a recomponer gracias al dinero público. La mina que fue símbolo del carbón quiere convertirse ahora en espacio de vida, de memoria y de nuevas oportunidades. Pero no todo ha cambiado.

Una parte de ese pasado sigue ahí, reapareciendo bajo otras formas: en los conflictos por la propiedad de la tierra, en los proyectos energéticos impulsados por el mismo entorno que explotó el carbón, en decisiones que vuelven a poner en cuestión quién controla el territorio.

Al mismo tiempo, otra mirada intenta abrirse paso. La de quienes ven en la Gran Corta un lugar para reconstruir, para recorrer, para darle un uso distinto que no pase por extraer, sino por habitar.

Entre lo que fue, lo que aún permanece y lo que está por venir, Fabero vuelve a enfrentarse a la misma pregunta de fondo. Qué hacer con su pasado. Y, sobre todo, quién decide su futuro.

El 8 de abril de 2026, Estados Unidos e Irán aceptaron un alto el fuego de dos semanas mediado por Pakistán. La pausa llegó a apenas dos horas de que expirara el ultimátum de Trump para destruir centrales eléctricas y puentes iraníes.

Es una buena noticia, pero conviene no engañarse: aunque los combates cesen, sus consecuencias no van a deshacerse.

Tras cinco semanas de guerra, el mundo energético, militar y geopolítico que existía antes del 28 de febrero ya no existe. Y no va a volver.

40 instalaciones energéticas dañadas en nueve países

La dimensión de los daños físicos es el primer motivo para el pesimismo. El director de la Agencia Internacional de la Energía (AIE), Fatih Birol, calificó la situación como la mayor crisis de seguridad energética de la historia, equiparando su impacto al de las dos crisis petroleras de los años 70 y la crisis del gas de 2022 juntas. Al menos 40 activos energéticos en nueve países han sufrido daños graves.

La lista es demoledora. En Irán, las instalaciones de South Pars y la isla de Jarg han sido bombardeadas. En Arabia Saudí, la planta de Ras Tanura –con 550 000 barriles diarios de capacidad– fue alcanzada por drones. En los Emiratos Árabes Unidos, la refinería de Ruwais (una de las mayores del mundo), el campo de gas de Shah y el puerto de Fujairah han sufrido daños. En Catar, el complejo de Ras Laffan, responsable de aproximadamente el 20 % del gas natural licuado (GNL) mundial, fue atacado con misiles en varias oleadas. Y en Kuwait, las refinerías de Mina Al Ahmadi y Mina Abdullah fueron golpeadas, junto con plantas de desalinización y electricidad. De hecho, Kuwait declaró “fuerza mayor” (exime de responsabilidad por incumplimiento, cubriendo eventos como desastres naturales, guerras o actos gubernamentales) y redujo su producción a consumo doméstico.

Y aquí viene el punto clave: estas instalaciones no se reparan pulsando un botón. Los cierres forzados de producción provocan corrosión y daños estructurales que requieren reparaciones previas al reinicio. Como señaló un investigador de la Universidad de Columbia, el proceso puede ser lento y costoso. El centro de investigación Brookings fue más directo: los ataques iraníes a Ras Laffan, Yanbu y Fujairah estaban diseñados precisamente para prolongar la escasez más allá de la reapertura del estrecho de Ormuz. Las instalaciones dañadas tardarán meses o años en repararse.

El petróleo: de 65 a 128 dólares y sin vuelta rápida

Antes de la guerra, el barril de Brent cotizaba entre 64 y 70 dólares. El 2 de abril alcanzó los 128 dólares, un alza del 93 %. Tras el anuncio del alto el fuego, está bajando un 15 %. Los 90 dólares por barril suponen un alza del 30 % con respecto al nivel previo a la guerra.

La Administración de Información Energética de EE UU (EIA) publicó el 7 de abril su previsión actualizada: no espera una normalización por debajo de 76 dólares el barril hasta 2027. La guerra ha provocado que Arabia Saudita, Kuwait, los Emiratos Árabes Unidos, Catar y Bahréin redujeran de forma conjunta alrededor de 7,5 millones de barriles diarios de producción de crudo en marzo, según la EIA. Se espera que esta histórica interrupción del suministro empeore antes de mejorar, aumentando a 9,1 millones de barriles diarios en abril.

Es la mayor interrupción de suministro en la historia del mercado petrolero, según la AIE. Esa reducción equivale a la producción combinada de Kuwait, Catar, Emiratos y Bahréin desapareciendo del mercado de un día para otro.

Sin vuelta atrás

¿Por qué no volverán los precios al nivel anterior? Por cinco razones estructurales:

Ormuz: de canal rutinario a punto de riesgo permanente

El estrecho de Ormuz transportaba el 20 % del petróleo mundial. Desde el 2 de marzo, los tránsitos diarios cayeron de 138 buques a cifras de un solo dígito. Unos dos mil buques y más de veinte mil marineros quedaron varados. Irán creó un canal alternativo al norte de la isla de Larak, cobrando dos millones de dólares por tránsito en yuanes.

El coste de asegurar un petrolero para cruzar el estrecho pasó de una fracción de porcentaje del valor del buque a entre el 3,5 % y el 10 %. Para un superpetrolero de cien millones de dólares, eso significa entre 3,5 y 10 millones por viaje, frente a unos doscientos mil dólares antes de la guerra.

¿Se fiarán los países de que no vuelva a ocurrir? Difícilmente. La consecuencia será una reestructuración permanente: más oleoductos terrestres, más reservas estratégicas regionales, más inversión en defensa aérea propia por parte de los estados del Golfo. Todo eso cuesta dinero. Y ese dinero acabará en el precio de la energía.

Arsenales agotados: años para recuperarse

El coste militar directo de la guerra para Estados Unidos se estima en unos 28.000 millones de dólares en 39 días. El Pentágono ha solicitado 200.000 millones adicionales al Congreso. Pero el problema no es solo el dinero: es el agotamiento de las reservas de armamento.

En los primeros días se consumió aproximadamente el 10 % del inventario de misiles de crucero y el 25 % de los interceptores THAAD (siglas en inglés de Defensa de Área de Gran Altitud Terminal). La producción anual de misiles Patriot PAC-3 es de solo 172 unidades. Según el Centro de Estudios Estratégicos e Internacionales (CSIS), la producción de 2026 no cubrirá el consumo, y las municiones desviadas al teatro iraní crean riesgos en otros frentes como Ucrania y el Pacífico occidental. Reponer inventarios llevará años, no meses.

Un dato revela la asimetría del conflicto: el coste de interceptar un dron iraní con un misil estadounidense es 106 veces mayor que el coste del propio dron.

Más allá de la energía: fertilizantes, alimentos y la señal a China

El impacto no se limita al petróleo. El Golfo produce alrededor del 12 % de los fertilizantes nitrogenados mundiales. Con las plantas de gas paradas, esa producción está interrumpida. El impacto en la cosecha 2026-2027 y en los precios de alimentos podría ser severo, especialmente para países importadores netos.

Y hay una dimensión estratégica que no debería pasar desapercibida: si Estados Unidos ha agotado arsenales críticos en Irán... ¿Qué señal envía eso a Pekín respecto al estrecho de Taiwán? El CSIS lo advirtió explícitamente.

Para Europa, y para España en particular, la vulnerabilidad es clara. La dependencia del GNL catarí (con Ras Laffan dañado), la subida del precio del gas en el mercado TTF (mercado de referencia del gas en Europa) y la inflación energética importada golpean a una economía que apostó por el gas como energía de transición. Esa transición se ha encarecido dramáticamente.

Y para Irán (90 millones de personas), la inflación alimentaria interanual alcanzó el 112,5 % en marzo de 2026. La reconstrucción con sanciones, industria destruida y liderazgo decapitado será un factor geoeconómico durante décadas.

El mundo del 27 de febrero ya no existe

Este alto el fuego –si se consolida– pondrá fin a los combates. Pero no deshará sus consecuencias. El estrecho de Ormuz ha dejado de ser un canal rutinario para convertirse en un punto de riesgo permanente. Los arsenales occidentales necesitarán años para reponerse. Los estados del Golfo invertirán masivamente en defensa y rutas alternativas. Y países como China, India y los europeos acelerarán su búsqueda de independencia energética, no por idealismo verde, sino porque han visto lo que puede pasar cuando no la tienes.

El 28 de febrero de 2026 no fue solo el día en que comenzó una guerra. Fue el día en que acabó la ilusión de que el petróleo siempre fluye.

Enrique Parra Iglesias es profesor titular del Departamento de Economía Universidad de Alcalá. Este artículo se publicó originalmente en The Conversation España e ILEÓN tiene permiso de republicación.

Las entidades conformadas por el Consejo Regulador de la Denominación de Origen Bierzo, la asociación Paisajes y Viñedos del Bierzo y la asociadión Bierzo Aire Limpio trabajan en una propuesta para impulsar la declaración del Bierzo Oeste como espacio protegido.

El objetivo consiste en preservar sus valores naturales, culturales y paisajísticos y garantizar un desarrollo sostenible acorde con la identidad de la comarca.

Esta iniciativa se ha dado a conocer tras la valoración del desistimiento del proyecto del parque eólico de Trabadelo, publicado en el Boletín Oficial del Estado (BOE) el pasado 8 de abril y aceptado por el Ministerio para la Transición Ecológica y el Reto Demográfico.

El proyecto contemplaba la instalación de 18 aerogeneradores de unos 200 metros de altura y una línea eléctrica de alta tensión de 26 kilómetros, con afección a distintas zonas de elevado valor ecológico y paisajístico del Bierzo.

Las entidades consideran que la retirada del proyecto supone un “paso importante” para la defensa del territorio, especialmente tras la movilización social registrada en octubre de 2022 contra los macroproyectos eólicos en la comarca.

A pesar de que la iniciativa llegó a contar con una Declaración de Impacto Ambiental favorable, aunque muy condicionada hasta la mitad del proyecto original, los colectivos señalan que este desenlace respalda la validez de las alegaciones presentadas desde el territorio.

En este sentido, insisten en que “la defensa del Bierzo no es incompatible con la transición energética, pero exige planificación, proporcionalidad y respeto”.

Asimismo, advierten de que este tipo de proyectos pueden responder en ocasiones a dinámicas especulativas vinculadas al desarrollo de grandes infraestructuras energéticas, por lo que anuncian que mantendrán una labor de vigilancia ante posibles nuevas iniciativas en la comarca. 

España aspira a ser durante la próxima década la principal 'pila' de combustible de la Unión Europea según los proyectos de almacenamiento energético presentados a evalución a través de las centrales de bombeo hidroeléctrico. Y el exgrupo minero berciano, y ahora energético, Erbienergía, controlado por la familia Lamelas Viloria, se convierte en uno de los grandes jugadores europeos.

La Red Europea de Gestores de Redes de Transporte de Electricidad (ENTSO-E) ha publicado esta semana la actualización de su documento de referencia de plan decenal de desarrollo de la red eléctrica europea, que hace cada dos años, y que incluye 199 proyectos de redes y 69 de almacenamiento energético. 23 de los proyectos son de almacenamiento energético en España, basados en centrales reversibles de bombeo hidroeléctrico, y tres de ellos a examen se sitúan en la provincia de León. Dos de ellos aprovechando antiguas instalaciones mineras.

Todos los proyectos incluidos en este proceso, señala la entidad, “serán evaluados mediante un análisis de costo-beneficio”, que se actualizará a final de año. Este visto bueno es necesario para su conexión a la red eléctrica nacional y europea ya que analiza la inversión y el posterior coste que esto supone para el precio eléctrico final.

La provincia leonesa presentó cuatro proyectos a evaluación, que por su parte están en distintas fases administrativas en España. El más avanzado de todos es el de Navaleo, una central hidroeléctrica reversible que aprovecha el agua de una antigua mina del río Tremor, Navaleo, y que abarcará, junto a sus instalaciones de evacuación, los municipios de Torre del Bierzo, Congosto, Castropodame y Molinaseca. Se compone de dos embalses con un volumen de 2,23 millones de m³ que recircularán el agua de las viejas minas.

Cuenta con las autorizaciones para su construcción desde el año 2023 con una inversión estimada de 300 millones de euros y una producción de 1332 GWh/año. Los promotores, la familia berciana Lamelas Viloria, vendieron la mayoría del proyecto al grupo suizo Alpiq de forma reciente, que cuenta con fondos europeos para su construcción. Se espera que pueda entrar en funcionamiento en la próxima década del 2030. ENTSO-E destaca que el proyecto es altamente innovador y su ubicación en una zona “económicamente deprimida con altas tasas de desempleo”.

Minas en el río Cua

Otro de los proyectos que pasarán la evaluación de los operadores de redes eléctricas es la 'Central depuradora reversible del Rio Cúa, ubicada en los términos municipales de Berlanga del Bierzo, Fabero y Vega de Espinareda y también propiedad de los Lamelas Viloria.

El proyecto data del año 2012 y usará las aguas de drenaje de las minas Alicia y Julia, caracterizadas por su contaminación de metales para hacer un proceso de depuración y aprovechamiento energético “de forma que las aguas contaminadas se devuelvan al cauce en las debidas condiciones de calidad exigidas por la normativa vigente”, aseguraba la empresa. Desde el año 2018 cuentan con una autorización ambiental positiva.

El proyecto consiste en coger las aguas de las minas antes de que caigan al río Cua y llevarlas a un embalse para subirlas casi siete kilómetros hasta un nuevo embalse ubicado al lado de una escombrera y bajarlas hacia el río de nuevo produciendo la energía y el proceso de depuración. La producción de energía estimada en un año medio será de 1,08 GW, con una vida útil de 75 años mínimo.

Proyecto en el río Curueño

El desarrollo más desconocido es el de otra planta hidroeléctrica reversible sobre el río Curueño, en la cuenca minera de la Montaña Central en los municipios de Valdepiélago y La Vecilla. De él solo hay constancia de la petición del agua a Confederación Hidrográfica del Duero del caudal para un “almacenamiento hidráulico de energía” con 1.300 litros por segundo máximo de consumo, que equivaldría a casi una quinta parte del caudal medio del río. La sociedad peticionaria, Bubión Partners SL, está vinculada a un exdirectivo del gigante energético Abengoa que promueve otra similar en Garoña, Burgos.

Según ENTSO-E la central hidroeléctrica de bombeo denominada Valdepiélago, “es una planta de bombeo puro, sin aporte natural de agua externa al circuito hidráulico y, por lo tanto, bombea el mismo volumen de agua que se genera mediante turbinas, entre dos embalses de circuito cerrado”. Así “la reposición de agua del circuito hidráulico será mínima, correspondiendo a las filtraciones propias de los embalses, válvulas y tuberías, y a la evapotranspiración de los dos embalses, que se compensa parcialmente con las precipitaciones”.

Fuera de los proyectos que serán sometidos a evaluación se ha quedado, al menos de momento, otro promovido por la familia Lamelas Viloria, en este caso llamado 'Hullera' consistente en la instalación de una central hidroeléctrica de bombeo reversible aprovechando el drenaje de las minas del Transversal y Corta Pastora, en Ciñera y Santa Lucía, ambas pertenecientes al municipio de La Pola de Gordón. Según ENTSO-E el proyecto no demostró el cumplimiento de ninguno de los criterios administrativos adicionales, lo que le excluye de este proceso. El plan decenal es un documento vivo y sometido a actualizaciones cada dos años así que bien podría ser llevado para su evaluación en una actualización posterior.

Los Lamelas Viloria sí han conseguido, por otro lado, que entre a evaluación un proyecto idéntico a los leoneses en la cuenca minera de Palencia, que también tiene visto bueno ambiental, y que se extiende hasta el municipio leonés de Valderrueda. También han logrado el pase a un proyecto en Asturias, en Buseiro (Asturias). Todos los proyectos que logren un informe positivo deberán estar en marcha como máximo en el 2036.

Del que no se sabe nada fue de un proyecto similar planteado en el río Cabrera en la localidad de Odollo por el gigante Capital Energy, que prometía una inversión de 1.200 millones de euros en una gigantesca central hidroeléctrica reversible y que generó una notable controversia por su alto impacto.