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Publicado en octubre de 2026 · Por el equipo de ClimateTrade En resumen El Mecanismo de Ajuste en Frontera por Carbono (CBAM) ya cobra en serio: desde el 1 de enero de 2026 las importaciones de acero, aluminio, cemento, fertilizantes, hidrógeno y electricidad generan una obligación de pago. Pero los certificados no se podrán comprar hasta el 1 de febrero de 2027, y el primer pago completo vence el 30 de septiembre de 2027. Si importas estos productos, este es el momento de calcular cuánto te va a costar y preparar la compra. ¿Qué es un certificado CBAM? Un certificado CBAM equivale a una tonelada de CO2 incorporada en un producto importado a la UE. Su objetivo es que el carbono de las importaciones pague lo mismo que el de la industria europea, que ya compra derechos de emisión en el mercado europeo de carbono (EU ETS). El CBAM pasó por un periodo transitorio, entre octubre de 2023 y diciembre de 2025, en el que los importadores solo informaban de las emisiones sin pagar nada. El periodo definitivo empezó el 1 de enero de 2026 (Comisión Europea, Guía n.º 1). ¿A quién afecta? El umbral de 50 toneladas La simplificación aprobada en el Reglamento (UE) 2025/2083 introdujo un umbral único: si tu empresa importa menos de 50 toneladas netas al año de mercancías CBAM de hierro y acero, aluminio, fertilizantes y cemento, queda exenta. El hidrógeno y la electricidad no tienen esta exención (EUR-Lex, Reglamento 2025/2083). Ojo con un detalle: si superas las 50 toneladas en un año, la obligación se aplica a todas las emisiones importadas ese año, no solo a las que exceden el umbral. Declarante autorizado: el paso previo obligatorio Desde 2026 solo un declarante autorizado CBAM (el importador o su representante aduanero indirecto) puede importar estas mercancías por encima del umbral. Hay que obtener ese estado antes de superar las 50 toneladas; quien no lo haga se expone a sanciones y al bloqueo de mercancías en frontera. En España, la autoridad competente es el Ministerio para la Transición Ecológica (MITECO). La solicitud se presenta en el Registro CBAM de la Comisión con un certificado electrónico vinculado al número EORI. Las solicitudes presentadas antes del 31 de marzo de 2026 permitían seguir importando de forma provisional mientras se resolvían (MITECO). ¿Cuándo y dónde se compran los certificados? Los certificados se venden en una plataforma central común gestionada por la Comisión, accesible solo para declarantes autorizados desde el Registro CBAM. Abre el 1 de febrero de 2027. Cada empresa compra a la autoridad del Estado miembro donde está establecida, en el caso de España al MITECO (Comisión Europea, preguntas y respuestas). Los plazos clave son: 1 de febrero de 2027: empiezan las ventas, también para las importaciones de 2026. 30 de septiembre de 2027: fecha límite para presentar la primera declaración CBAM anual (importaciones de 2026) y entregar los certificados correspondientes. A partir de ahí, cada 30 de septiembre por el año anterior. Desde 2027, cada trimestre: al cierre de cada trimestre tendrás que tener en tu cuenta certificados equivalentes a al menos el 50% de las emisiones importadas desde el inicio del año. La simplificación rebajó este porcentaje desde el 80% (EUR-Lex, Reglamento 2025/2083). Si al final te sobran certificados tras entregar los necesarios, puedes pedir que te los recompren. ¿Cuánto cuesta un certificado CBAM? El precio sigue al del mercado europeo de carbono: es la media ponderada de los precios de subasta de los derechos de emisión del EU ETS. En 2026 se fija un precio por trimestre, que se aplica a lo importado en ese trimestre. Desde 2027 el precio será semanal (Comisión Europea, precio de los certificados CBAM). Los precios publicados hasta ahora: Trimestre Publicado Precio por certificado 1T 2026 7 de abril de 2026 75,36 € 2T 2026 6 de julio de 2026 75,28 € 3T 2026 5 de octubre de 2026 82,32 € 4T 2026 4 de enero de 2027 Pendiente Es decir, aunque compres en 2027, lo que importaste en 2026 se paga al precio del trimestre en que entró la mercancía. No pagas el 100% (todavía) La industria europea de estos sectores recibe aún parte de sus derechos de emisión gratis. Para no penalizar a las importaciones, el CBAM descuenta esa asignación gratuita, que se irá retirando poco a poco. Según la Comisión, la parte de las emisiones que realmente paga certificados es del 2,5% en 2026, el 5% en 2027, el 10% en 2028, el 22,5% en 2029 y el 48,5% en 2030, hasta llegar al 100% en 2034 (Comisión Europea, Guía n.º 4). Por eso el coste de 2026 será moderado, pero crecerá con rapidez a partir de 2029. Además, si el productor ya pagó un precio del carbono en su país, ese importe se puede deducir. Qué se está negociando ahora El CBAM sigue cambiando. En diciembre de 2025 la Comisión propuso extenderlo a unos 180 productos derivados del acero y el aluminio, como tornillos, alambre, tubos o muebles metálicos, y endurecer las medidas contra la elusión. El Consejo y el Parlamento ya han fijado sus posiciones (el Parlamento quiere incluir 457 productos). El primer trílogo político, el 20 de octubre de 2026, terminó sin acuerdo: las dos instituciones presentaron sus mandatos y siguen trabajando a nivel técnico en puntos como el umbral para el aluminio o la chatarra. La siguiente reunión es el 30 de noviembre, con la intención de cerrar un acuerdo antes de final de año (Agence Europe; Mayer Brown). El 15 de octubre, el comisario Wopke Hoekstra reunió a industria, verificadores y ONG en un diálogo sobre la aplicación del CBAM para revisar los primeros meses del periodo definitivo y buscar simplificaciones (Comisión Europea). Qué significa para tu empresa Si importas a España o a la UE: Suma tus toneladas de 2026. Comprueba si superas las 50 toneladas y, si es así, que tienes el estado de declarante autorizado. Pide datos reales a tus proveedores. Los valores por defecto suelen ser más

Publicado en octubre de 2026 · Por el equipo de ClimateTrade En resumen España produce tanta electricidad solar a mediodía que el precio mayorista cae a cero o por debajo durante cientos de horas al año. Ese efecto, la canibalización, está reduciendo lo que cobra la fotovoltaica, abaratando los PPA y obligando a los promotores a replantear proyectos. Al mismo tiempo, otros proyectos se caen por un motivo distinto: la caducidad de sus permisos de acceso a la red. Para las empresas que compran energía, este escenario es una oportunidad si se compra bien. ¿Cuántas horas está la luz a cero o en negativo? Los precios negativos han pasado de ser una rareza a algo habitual. Entre enero y marzo de 2026 el mercado español registró 397 horas con precios negativos, frente a 48 en el mismo periodo de 2025, según datos de OMIE recogidos por pv magazine. En todo 2025 hubo 555 horas negativas. El 21 de febrero, entre las 12:00 y las 12:45, el precio llegó a -58,60 €/MWh, con 15,6 GW de producción solar frente a una demanda de 24,6 GW (pv magazine). Si se suman las horas a cero, la cifra crece: en 2025 hubo 797 horas a cero o en negativo, el 9% del año, y otras 1.840 horas entre 0 y 30 €/MWh, según APPA Renovables citada por Vozpópuli. ¿Qué es la canibalización solar? Todas las plantas fotovoltaicas producen a la vez, en las horas centrales del día. Cuanta más potencia solar se instala, más baja el precio justo en esas horas, y cada nueva planta cobra menos por su energía. La solar compite, en la práctica, contra sí misma. La diferencia entre el día y el resto de horas ya es enorme. En septiembre de 2026 la electricidad costó de media 45,32 €/MWh en las horas solares (de 10 a 18 h) y 192,77 €/MWh en el resto del día, según Grupo ASE citado por Levante-EMV. El efecto sobre los ingresos de la fotovoltaica es directo. Según la patronal UNEF, el precio que cobró la solar fue de 42,28 €/MWh en 2024, 36,39 €/MWh en 2025 y solo 20,68 €/MWh en el primer trimestre de 2026 (El Independiente). El sector pide ya mecanismos de precios con suelo y techo. ¿Por qué se están cayendo proyectos? Hay dos causas que conviene no mezclar. La primera es económica. Con precios tan bajos a mediodía, muchos proyectos dejan de salir rentables sin almacenamiento. En la Comunidad Valenciana hay unos 1.000 millones de euros de inversión amenazados y promotores que están retirando proyectos, y los bancos ya piden baterías para financiar nuevas plantas (Levante-EMV). El mercado de proyectos lo refleja: un MW listo para construir se vende por menos de 30.000 euros, frente a 150.000 hace cuatro años, según Cinco Días. La segunda es administrativa. El Real Decreto-ley 23/2020 fijó hitos obligatorios para mantener los permisos de acceso y conexión a la red. Los proyectos que no los cumplen a tiempo pierden esos permisos, con independencia del precio de la luz. Así han caído, por ejemplo: Carina Solar 9 y 10, de Solaria, con 98,8 MW (BOE del 13 de agosto de 2026), según Finanzas.com. Cuatro plantas en Castellón, Vilafamés 1 a 3 y Onda-Amber Solar, con 156,8 MW (DOGV del 4 de septiembre de 2026), según UNITNAVE. ISF A Gudiña Solar, de 60,72 MW (BOE-A-2026-13996, 27 de junio de 2026), según Cambios Legales. Los precios bajos pueden hacer que un promotor no tenga incentivos para acelerar, pero la caída de estos permisos responde a plazos regulatorios, no directamente al mercado. ¿Qué pasa con los PPA y el almacenamiento? La canibalización también ha abaratado los contratos a largo plazo. Según LevelTen, el PPA solar en España cerró 2025 con un P25 de 32,50 €/MWh, el nivel más bajo desde 2021 (pv magazine España). La regulación empieza a empujar hacia el almacenamiento: el RD 917/2025 da a las instalaciones híbridas la misma prioridad de redespacho que a las renovables sin almacenamiento (pv magazine España). Las baterías permiten guardar la energía barata del mediodía y venderla por la tarde, cuando el precio se multiplica. ¿Qué pueden hacer las empresas ahora? Para quien compra electricidad, este contexto abre una ventana. Estas son las palancas que recomendamos analizar: Firma un PPA a buen precio, pero revisa la letra pequeña. Los PPA solares están en mínimos desde 2021. Comprueba qué dice el contrato sobre las horas con precios negativos: quién asume el coste, si la planta puede dejar de producir y cómo se liquidan esas horas. Desplaza consumo al mediodía. Si tu actividad lo permite, mueve procesos, climatización o recarga de flotas a las horas solares, cuando la luz cuesta una fracción del resto del día. Compra energía y carbono juntos. Tu factura eléctrica y tu huella de carbono están conectadas. Una estrategia conjunta te permite asegurar energía renovable, medir tus emisiones y actuar sobre las residuales con proyectos certificados. Presupuesta con escenarios. Las diferencias entre horas solares y el resto del día son muy grandes y cambian cada mes. Usa datos fechados y con su fuente. En ClimateTrade te ayudamos a comprar energía renovable para tu empresa en España y a medir y compensar tu huella de carbono en un mismo lugar. Descubre nuestras soluciones de energía ¿Por qué la luz está a cero en las horas de sol? Porque la producción solar a mediodía supera muchas veces la demanda. Las renovables ofertan a coste casi cero y fijan el precio del mercado mayorista en esas horas. ¿Los precios negativos bajan mi factura? Depende de tu contrato. Si pagas precio indexado al mercado, te beneficias en esas horas; con precio fijo, no directamente. ¿Todos los proyectos solares que se caen lo hacen por los precios? No. Muchos pierden sus permisos de red por no cumplir los hitos del RDL 23/2020, una causa regulatoria distinta de la caída de precios. Fuentes: pv magazine, 17 de junio de 2026 (datos de OMIE); Vozpópuli, abril de 2026 (datos de APPA Renovables); Levante-EMV, 9

Los líderes de la UE se reúnen el 15 y 16 de octubre mientras Italia y Chequia presionan para obtener un alivio temporal del EU ETS. Qué piden, qué puede y qué no puede decidir el Consejo Europeo y qué supone para los costes de carbono de las empresas.