El Periódico de la Energía

El récord de 503 km/h logrado por Yangwang (BYD) que va mucho más allá de la propia velocidad

Karam El Shenawy — Fri, 06 Nov 2026 23:05:00 GMT

BYD ha convertido un récord de velocidad en una demostración de hasta dónde puede llevar su tecnología eléctrica. El Yangwang U9 Xtreme alcanzó 503,17 km/h el pasado 1 de noviembre en Abu Dabi, si bien la marca nos lo acaba de comunicar precisamente en el emirato árabe donde nos encontramos, superando por primera vez la barrera de los 500 km/h con un automóvil de producción y mejorando los 496,22 km/h registrados por el mismo vehículo un año antes en Alemania.

Tras esta espectacular cifra aparecen innovaciones técnicas que hace más de 30 años eran impensables para un fabricante de baterías: una arquitectura de 1.200 voltios, más de 2 MW de potencia y una batería LFP preparada para entregar corrientes que se alejan considerablemente de las exigencias de un eléctrico convencional.

La representatividad industrial de este proyecto es incluso más interesante que el propio récord. Yangwang es la marca de lujo creada por BYD en 2022 y el U9 Xtreme funciona como un escaparate de tecnologías que el grupo controla internamente, desde las celdas y la electrónica de potencia hasta los motores eléctricos y el software encargado de gestionar el vehículo.

La producción estará limitada a 30 unidades (cada una valorada en más de 2,5 millones), por lo que su impacto comercial será testimonial frente a los millones de vehículos que vende anualmente BYD. Su capacidad para generar imagen de marca es considerablemente mayor. La compañía celebró el nuevo registro con una proyección sobre el Burj Khalifa de Dubái ante aproximadamente 3.000 invitados y representantes de medios internacionales, entre los que El Periódico de la Energía estuvo presente,

Una arquitectura de 1.200 voltios para mover más de 2 MW

El principal cambio respecto al U9 convencional está en la arquitectura eléctrica. BYD ha pasado de 800 a 1.200 voltios para alimentar cuatro motores capaces de entregar conjuntamente 2.220 kW, equivalentes a 3.019 CV. Cada propulsor alcanza hasta 30.000 revoluciones por minuto.

El aumento de tensión responde a una necesidad elemental cuando crece la potencia: limitar la intensidad y, con ella, las pérdidas térmicas y las exigencias sobre cables, semiconductores y sistemas de refrigeración. BYD asegura que su arquitectura puede trabajar con hasta 1.000 amperios y reducir la generación de calor en un 67% frente a un sistema de 800 V a igualdad de potencia.

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La ingeniería de los motores también ha obligado a recurrir a materiales específicos. Los estátores utilizan acero al silicio de 0,1 milímetros, los rotores emplean acero de alta resistencia de 970 MPa y las carcasas están fabricadas en aluminio de especificación aeroespacial. El objetivo es mantener eficiencia, resistencia mecánica y control térmico cuando los motores funcionan a regímenes que duplican aproximadamente los habituales en muchos eléctricos actuales.

Una batería Blade llevada a una descarga de 30C

BYD mantiene en el U9 Xtreme la química LFP de la Blade Battery, pero adaptada para trabajar con una demanda de potencia excepcional. La compañía cifra en un 170% el aumento de la densidad de potencia por celda respecto a su configuración de 800 voltios y eleva la tasa de descarga hasta 30C.

En términos prácticos, la batería es capaz de mantener 1.800 kW de potencia incluso cuando su estado de carga ha caído al 20%. La recuperación energética supera los 700 kW en condiciones de máxima exigencia, una cifra concebida fundamentalmente para reducir la carga térmica y mecánica sobre los frenos durante la conducción en circuito.

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Estas prestaciones no anticipan necesariamente las especificaciones de futuros modelos generalistas de BYD. Una batería diseñada para un hiperdeportivo de producción muy limitada responde a exigencias y costes completamente distintos de los de un turismo de gran volumen. Sí muestran, en cambio, el grado de control que el fabricante está alcanzando sobre componentes cuya importancia crece a medida que aumenta la potencia de carga y de propulsión de los vehículos eléctricos.

El récord como escaparate tecnológico y de marca

El U9 Xtreme consiguió los 503,17 km/h después de dos jornadas de pruebas sobre un tramo cerrado de la carretera E11 en Abu Dabi. Los primeros intentos se quedaron en 490 km/h y obligaron a ajustar durante la noche las temperaturas iniciales de batería y motores, la carga aerodinámica posterior, la suspensión y las presiones de los neumáticos.

Guinness World Records reconoce la velocidad como récord para un coche de producción y un eléctrico de producción en una pasada en un solo sentido. La cifra no es directamente equivalente a los récords FIA tradicionales calculados mediante dos recorridos en direcciones opuestas, un procedimiento que busca neutralizar factores externos como viento o pendiente.

El proyecto también refleja la transformación de la industria china. Hace apenas unos años, los fabricantes del país competían principalmente en precio, autonomía y equipamiento. BYD utiliza ahora una de sus marcas de lujo para disputar un territorio tradicionalmente dominado por fabricantes europeos y estadounidenses, mientras aprovecha esa visibilidad para exhibir tecnologías propias.

La celebración del récord en el Burj Khalifa y la limitada producción de 30 unidades completan esa estrategia. El valor del U9 Xtreme para BYD no estará en cuántos coches consiga matricular, sino en asociar su nombre a baterías, motores y arquitecturas eléctricas capaces de operar en uno de los escenarios más extremos posibles. En una industria donde la competencia se está desplazando cada vez más hacia el control de la tecnología, los 503,17 km/h funcionan sobre todo como una tarjeta de presentación.

Australia se encamina a su mayor año de crecimiento de la energía solar en tejados, mientras se prepara el despegue de las instalaciones de mediana escala

José A. Roca — Fri, 06 Nov 2026 23:01:00 GMT

Australia se dirige hacia el mayor año de crecimiento de su historia en instalaciones solares sobre tejados. El mercado fotovoltaico residencial atraviesa un momento de fuerte expansión, impulsado en buena medida por el auge de las baterías domésticas y por las políticas federales de apoyo al autoconsumo. Mientras tanto, el sector espera un nuevo impulso con la ampliación de los incentivos a las instalaciones comerciales e industriales de mediana escala.

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Los últimos datos de la consultora especializada SunWiz confirman esta tendencia. Aunque la nueva potencia solar registrada en octubre apenas creció un 1% respecto a septiembre, el balance acumulado entre enero y octubre de 2026 ya supera todos los registros anteriores y se sitúa un 41% por encima del alcanzado en el mismo periodo del año pasado.

En concreto, las instalaciones fotovoltaicas de entre 0 y 100 kilovatios (kW) sumaron 305 megavatios (MW) durante octubre. La cifra representa un incremento del 16% respecto a octubre de 2025, cuando se instalaron 262 MW, y del 11% frente a los 274 MW registrados en el mismo mes de 2024.

“Es el mejor octubre de los últimos cuatro años y, desde junio, los volúmenes han superado los de cualquier año anterior”, señala Warwick Johnston, director gerente de SunWiz. Según explica, el acumulado de enero a octubre es el más elevado de la serie histórica y supera en un 41% el registrado en 2025.

Las baterías, motor de la recuperación solar

El resurgimiento de la energía solar residencial no es casual. Una de sus principales palancas es el programa federal Cheaper Home Batteries, que ofrece descuentos para la instalación de baterías domésticas vinculadas a sistemas fotovoltaicos.

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La medida está animando a muchos hogares que todavía no disponían de paneles solares a incorporarlos junto con una batería. Al mismo tiempo, numerosos propietarios que ya contaban con instalaciones fotovoltaicas están optando por ampliarlas, renovarlas o sustituirlas para adaptarlas a sus nuevas necesidades de almacenamiento energético.

La expansión de las baterías también mantiene un ritmo notable. Según las estimaciones de SunWiz, Australia instaló en octubre 1.043 megavatios-hora (MWh) de almacenamiento doméstico, algo más de un gigavatio-hora (GWh). Esto supone un crecimiento mensual del 9,7% respecto a septiembre y convierte a octubre en el primer mes desde abril en superar la barrera de 1 GWh.

El mercado recupera así parte del dinamismo perdido tras los cambios introducidos en mayo de 2026 en el programa de ayudas, que redujeron el descuento global y modificaron las condiciones para favorecer la instalación de baterías de entre 20 y 25 kilovatios-hora (kWh).

Aunque el volumen de octubre todavía se encuentra un 68% por debajo del récord de abril, cuando se instalaron 3.262 MWh antes de la modificación de las ayudas, la tendencia vuelve a ser positiva. Las instalaciones casi duplican ya el mínimo registrado en mayo.

“Es el segundo incremento mensual consecutivo después del pequeño retroceso de agosto. Los clientes están regresando al mercado a su propio ritmo y preparándose para el verano”, explica Johnston.

El crecimiento está especialmente concentrado en los sistemas de mayor capacidad. Las baterías de entre 20 y 30 kWh aportaron 399 MWh en octubre, seguidas de las de 40 a 50 kWh, con 273 MWh, y las de 30 a 40 kWh, con 210 MWh. En conjunto, los sistemas de 20 kWh o más representaron el 85% de toda la capacidad instalada durante el mes.

También aumenta el tamaño medio de las baterías domésticas. En octubre alcanzó los 26,74 kWh, encadenando cinco meses consecutivos de crecimiento.

Los incentivos se amplían hasta el megavatio

El próximo impulso para el sector podría llegar de la mano de las instalaciones comerciales e industriales.

El Gobierno federal ha ampliado el alcance del Small-scale Renewable Energy Scheme (SRES), el mecanismo de apoyo a las energías renovables de pequeña escala, para incluir instalaciones solares de hasta 1 MW de potencia. Hasta ahora, el límite de referencia para acceder a este incentivo se situaba en 100 kW.

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La ampliación entró en vigor para los sistemas elegibles instalados a partir del 1 de octubre de 2026. Sin embargo, las solicitudes de certificados tecnológicos de pequeña escala (STC), necesarios para acceder al mecanismo de apoyo, no se abrirán hasta mediados o finales de noviembre.

Este periodo de transición está teniendo un efecto temporal sobre algunos segmentos del mercado. SunWiz observa descensos en determinados volúmenes comerciales, especialmente en las instalaciones de más de 50 kW, mientras los operadores esperan poder registrar los certificados correspondientes a los nuevos sistemas.

La consultora considera que esta situación refleja una pausa vinculada al calendario administrativo, más que un cambio estructural en la demanda.

La ampliación del programa puede abrir una nueva etapa para la fotovoltaica australiana, al facilitar el desarrollo de proyectos comerciales e industriales que hasta ahora quedaban fuera del límite de potencia subvencionable.

Nueva Gales del Sur lidera las instalaciones

El crecimiento fotovoltaico también presenta diferencias entre los distintos estados australianos.

Nueva Gales del Sur encabezó el mercado en términos de potencia instalada durante octubre, con 89,9 MW, un 5% más que en septiembre. Queensland ocupó la segunda posición, con 75,8 MW, aunque registró un descenso mensual del 8%.

Victoria, por su parte, protagonizó el mayor crecimiento mensual. El estado incorporó 60,2 MW de nueva potencia solar, lo que representa un incremento del 11% respecto al mes anterior. Australia Occidental también registró una evolución positiva, con un aumento del 5%.

El tamaño medio de los sistemas fotovoltaicos se mantuvo prácticamente estable durante octubre. Después de cuatro meses consecutivos ligeramente por debajo de los 10 kW, se situó de nuevo en torno a ese nivel.

Los datos dibujan un escenario favorable para la transición energética australiana. La combinación de autoconsumo, almacenamiento doméstico e incentivos públicos está reforzando el mercado solar residencial, mientras la ampliación de las ayudas abre nuevas oportunidades para instalaciones de mayor potencia.

El récord de 2026 podría ser, por tanto, algo más que un máximo puntual: el reflejo de una transformación del mercado energético en la que los hogares y las empresas adquieren un papel cada vez más relevante en la generación y gestión de electricidad renovable.

Fraunhofer ISE desarrolla un nuevo proceso de recubrimiento en seco para electrodos de baterías de sodio

José A. Roca — Fri, 06 Nov 2026 23:01:00 GMT

En el marco del proyecto LAENDLE, el Instituto Fraunhofer de Sistemas de Energía Solar (ISE), en colaboración con un socio industrial, ha desarrollado un nuevo proceso de recubrimiento en seco para los electrodos de las baterías de iones de sodio. La tecnología prescinde tanto de disolventes como de sustancias químicas PFAS —conocidas como “químicos eternos” por su persistencia en el medioambiente— y permite reducir los costes de producción y el consumo de recursos. El avance abre nuevas oportunidades para que las empresas nacionales se incorporen a este sector industrial emergente.

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Actualmente, el recubrimiento en húmedo constituye la tecnología de referencia para la fabricación de electrodos de baterías. Sin embargo, tanto la industria como los centros de investigación están intensificando sus esfuerzos para desarrollar alternativas basadas en el recubrimiento en seco, que ofrece importantes ventajas. Este método elimina las etapas de secado y compactación, lo que reduce la inversión inicial y los costes operativos, además del consumo energético y, por consiguiente, las emisiones de CO₂.

Un paso más allá

El Fraunhofer ISE pretende ir un paso más allá. En el marco del proyecto LAENDLE, un equipo de investigación trabaja en un procedimiento que también elimina la necesidad de utilizar aglutinantes con PFAS y promotores de adhesión en la lámina colectora de corriente.

Para desarrollar esta tecnología, el instituto colabora con IKA, fabricante de maquinaria con sede en Staufen y especializado en procesos de mezcla y amasado utilizados hasta ahora principalmente en la industria química, entre otros ámbitos, en la producción de silicona. Ambas entidades han desarrollado conjuntamente un proceso de recubrimiento en seco en el que el material de los electrodos se obtiene mediante un procedimiento continuo de amasado.

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“La tecnología de electrodos para baterías de estado seco supone un importante avance en innovación en el camino hacia una fabricación de celdas más sostenible y rentable. Gracias a nuestra experiencia en ingeniería mecánica, construcción de instalaciones y tecnología de procesos, contribuimos a llevar esta tecnología a escala industrial y a desempeñar un papel decisivo en el desarrollo de la próxima generación de procesos de fabricación de baterías. Al mismo tiempo, ampliamos nuestra cartera de soluciones para baterías con tecnologías clave que permiten una producción de celdas más eficiente en el uso de los recursos y más competitiva”, explica Giorgio Fabro, director corporativo de Soluciones para Baterías de IKA.

El recubrimiento en seco eficiente en recursos, una realidad

Como resultado del proyecto de investigación, se han identificado dos familias de aglutinantes poliméricos que no utilizan sustancias PFAS —los denominados “químicos eternos”— y que resultan adecuadas para el proceso de recubrimiento en seco. Además, los investigadores han logrado implementar con éxito diferentes aglutinantes libres de PFAS.

En el Centro de Almacenamiento de Energía Eléctrica del Fraunhofer ISE, el equipo ha conseguido fabricar una película de electrodo independiente que posteriormente se lamina sobre una lámina colectora de corriente. El espesor de la capa del electrodo puede ajustarse entre 80 y 180 micrómetros, aunque técnicamente también es posible trabajar con espesores superiores o inferiores.

Una de las principales innovaciones del procedimiento es que no requiere aplicar ningún agente adhesivo sobre la lámina conductora de corriente. De este modo, se elimina una etapa adicional de fabricación, con el consiguiente ahorro de costes y energía. Además, la tecnología puede integrarse fácilmente en las cadenas de producción existentes, ya que no exige modificar las etapas posteriores de una línea de fabricación basada en el recubrimiento en seco.

Importantes ahorros

La reducción del número de operaciones permite disminuir al menos un 15% la inversión de capital (CAPEX) necesaria por línea de producción, con un potencial de ahorro incluso mayor. Asimismo, los costes operativos (OPEX) pueden situarse entre un 10% y un 20% por debajo de los correspondientes a una línea convencional de recubrimiento en húmedo.

La eliminación de varias etapas del proceso —secado, calandrado y aplicación del agente adhesivo sobre el colector de corriente— permite, además, reducir hasta en un 50% el consumo energético y las emisiones de CO₂.

En las próximas fases del proyecto, los investigadores prevén ampliar el proceso hasta la fabricación de celdas tipo pouch (de bolsa flexible) en la línea de ensamblaje del Centro de Almacenamiento de Energía Eléctrica del Fraunhofer ISE. Otro de los objetivos será reducir aún más el contenido de aglutinante hasta alcanzar los niveles que actualmente constituyen el estándar industrial.

“Al reducir con éxito la complejidad del proceso y de los equipos necesarios para el recubrimiento en seco, hemos conseguido simplificar la tecnología y hacerla más rentable. Esto permite que también sea viable para pequeñas y medianas empresas, abriendo nuevas oportunidades para la producción local y europea”, señala el director del proyecto, el doctor Oliver Fitz, del Fraunhofer ISE.

Asia-Pacífico liderará el crecimiento del mercado mundial de transformadores eléctricos hasta 2030

José A. Roca — Fri, 06 Nov 2026 23:01:00 GMT

El mercado mundial de transformadores eléctricos mantendrá una senda de crecimiento sostenido a medida que las compañías eléctricas y los operadores de redes amplíen y modernicen los sistemas de transporte y distribución de energía en todo el mundo. El avance de la electrificación, la integración de grandes instalaciones solares y eólicas, la necesidad de renovar unas infraestructuras eléctricas envejecidas y el aumento de la demanda energética de los centros de datos y las instalaciones industriales están impulsando los pedidos de equipos, tanto en el segmento de transformadores de potencia como en el de distribución.

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La región de Asia-Pacífico (APAC) será la principal impulsora de esta expansión hasta 2030, según las previsiones de GlobalData, plataforma especializada en inteligencia y análisis de mercados.

China e India tiran del mercado

El último informe de la compañía, Transformers Market Size, Share and Trends Analysis by Technology, Installed Capacity, Generation, Key Players and Forecast to 2030, señala que este dinamismo regional estará respaldado principalmente por las inversiones a gran escala en redes eléctricas de China e India.

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En China, las inversiones en curso en líneas de transporte de ultraalta tensión y redes de distribución continúan impulsando la demanda de equipos. Por su parte, India está ampliando sus infraestructuras eléctricas mediante la construcción de nuevas subestaciones y proyectos de refuerzo de la red, con el objetivo de responder al incremento de los picos de demanda eléctrica y a la incorporación de nueva capacidad renovable.

Bhavana Sri Pullagura, analista sénior del área de Energía de GlobalData, explica: “Las compañías eléctricas están dejando atrás la sustitución de equipos convencionales para apostar por transformadores de mayor capacidad y monitorización digital, capaces de gestionar los flujos variables de electricidad procedentes de las energías renovables y el aumento de la demanda de los centros de datos. Al mismo tiempo, los largos plazos de entrega están llevando a los compradores a asegurar capacidad de fabricación local y establecer acuerdos de suministro plurianuales. Los fabricantes que puedan ofrecer equipos duraderos, de alta eficiencia, con sistemas de diagnóstico integrados y plazos de entrega fiables estarán bien posicionados a medida que avancen los grandes programas de modernización de las redes”.

América y la región de Europa, Oriente Medio y África (EMEA) también seguirán siendo mercados relevantes para los transformadores. En el continente americano, Estados Unidos encabezará el crecimiento gracias a los programas de mejora de la resiliencia de la red, la modernización de las infraestructuras de transporte eléctrico, la sustitución de equipos y el impulso de la fabricación nacional. Canadá, Brasil y México contribuirán igualmente al aumento de la demanda mediante la construcción de nuevas subestaciones, las interconexiones eléctricas transfronterizas y la mejora de las redes de distribución.

En EMEA, la demanda europea estará impulsada por la sustitución de equipos obsoletos, las interconexiones eléctricas entre países y la modernización de las redes de transporte en Alemania y Reino Unido. Mientras tanto, los proyectos de infraestructuras y energías renovables en Arabia Saudí y otros mercados de Oriente Medio favorecerán la instalación de nuevos transformadores.

Un mercado más competitivo

La dinámica competitiva del sector refleja las distintas necesidades de los segmentos de transporte y distribución eléctrica. El mercado de transformadores de potencia está liderado por grandes fabricantes internacionales, entre los que figuran Hitachi Energy, Siemens Energy, GE Power, TBEA y Chint Group. Por el contrario, el segmento de transformadores de distribución presenta una estructura más fragmentada, con la participación de numerosos proveedores regionales.

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En ambos segmentos, los fabricantes están centrando sus esfuerzos en el desarrollo de materiales avanzados para los núcleos magnéticos, la automatización de los procesos productivos y el uso de fluidos aislantes biodegradables. Estas soluciones permiten reducir los riesgos de incendio, prolongar la vida útil de los equipos y cumplir con unos requisitos medioambientales cada vez más exigentes.

Pullagura concluye: “La próxima fase de crecimiento irá más allá de la instalación de nuevos transformadores. Las compañías eléctricas darán cada vez más importancia a prolongar la vida operativa de los activos existentes mediante su reacondicionamiento, evaluaciones periódicas de su estado y una mejor planificación del mantenimiento, especialmente en aquellos mercados donde sigue siendo difícil conseguir equipos de sustitución. Esto abrirá oportunidades no solo para los fabricantes de transformadores, sino también para las empresas especializadas en servicios de ensayo, reparación y gestión de activos”.

La perovskita solar encuentra una vía para superar uno de sus grandes obstáculos comerciales: la degradación por la luz

Sandra Acosta — Fri, 06 Nov 2026 23:00:00 GMT

Un equipo de investigadores de la Universidad Politécnica de Hong Kong (PolyU), en colaboración con científicos de la Universidad de Zhejiang, ha identificado uno de los mecanismos que aceleran el envejecimiento de las células solares de perovskita cuando se exponen a la luz y ha desarrollado una solución para frenar este proceso. El avance aborda uno de los principales obstáculos para la comercialización a gran escala de esta tecnología fotovoltaica, que destaca por su elevada eficiencia, bajo coste de fabricación, ligereza y versatilidad.

La investigación ha permitido descubrir que la degradación de estos dispositivos no depende únicamente de los defectos presentes en el material, sino también de cómo interactúan los pequeños cristales que forman su estructura. En concreto, los científicos han demostrado que los desequilibrios en las pérdidas de carga entre cristales vecinos aceleran el deterioro de determinadas zonas de la célula durante su funcionamiento bajo la luz solar.

Para corregir este problema, el equipo ha desarrollado un tratamiento capaz de reparar los defectos que se producen en las uniones entre esos cristales y equilibrar el comportamiento de las cargas eléctricas. Los dispositivos tratados alcanzaron una eficiencia de conversión del 26,55% y conservaron más del 90% de su rendimiento inicial después de más de 2.200 horas de funcionamiento continuo bajo una iluminación equivalente a la de un sol.

Una de las alternativas más prometedoras

Las células solares de perovskita se consideran una de las alternativas más prometedoras para la próxima generación de tecnología fotovoltaica. Sin embargo, su rendimiento disminuye progresivamente tras una exposición prolongada a la luz solar, un fenómeno conocido como fotodegradación. Esta pérdida de prestaciones constituye una importante barrera para su llegada al mercado, ya que los paneles fotovoltaicos deben mantener un funcionamiento fiable durante muchos años y en condiciones reales de exposición a la intemperie.

Hasta ahora, buena parte de los esfuerzos científicos se habían centrado en reducir los defectos del material para mejorar su estabilidad. Sin embargo, la investigación de PolyU y la Universidad de Zhejiang ha puesto el foco en las interacciones que se producen entre los pequeños cristales que componen la capa encargada de generar electricidad, identificando un mecanismo adicional que contribuye a acelerar su envejecimiento.

Esta capa está formada por numerosos cristales diminutos, denominados granos, cuyas superficies presentan distintas orientaciones. En las células de perovskita con facetas mixtas, cristales con diferentes orientaciones conviven unos junto a otros y entran en contacto a través de unas zonas conocidas como límites de grano.

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Cuando la luz incide sobre la célula, el material genera electrones y huecos, dos tipos de cargas eléctricas, negativas y positivas respectivamente, que permiten producir electricidad. Sin embargo, para que la energía se transforme eficazmente en corriente, estas cargas deben desplazarse y recogerse adecuadamente. El problema aparece cuando quedan atrapadas en defectos presentes en las zonas de unión entre los cristales, donde pueden encontrarse y neutralizarse. Este proceso reduce la cantidad de electricidad que puede producir la célula y favorece su deterioro progresivo.

Los investigadores han descubierto que, cuando dos orientaciones cristalinas habituales, denominadas (100) y (111), entran en contacto, las pérdidas de carga no se distribuyen de manera uniforme a ambos lados de la unión. La zona correspondiente a la orientación (111) presenta una mayor concentración de defectos, principalmente espacios vacíos que quedan en la estructura del material cuando faltan determinados iones de formamidinio (FA).

Esta acumulación de defectos provoca una concentración anómala de cargas positivas, conocidas como huecos, en esa región y acelera su degradación. El hallazgo resulta especialmente significativo porque los cristales con orientación (111) son, por naturaleza, más resistentes al envejecimiento provocado por la luz. Sin embargo, el desequilibrio de cargas hace que terminen deteriorándose más rápidamente de lo esperado.

De este modo, el estudio demuestra que la estabilidad de las células solares de perovskita no depende exclusivamente de las propiedades individuales de cada cristal, sino también de cómo interactúan entre sí. Una conclusión que abre una nueva vía para comprender y combatir la pérdida de rendimiento de esta tecnología.

Un tratamiento para reparar los defectos entre cristales

Para corregir este problema, el equipo desarrolló una estrategia basada en la incorporación de un compuesto denominado 3-fluorofeniletilamonio bromuro (m-F-PEABr). Sus moléculas tienen un tamaño que les impide penetrar en el interior de los cristales, por lo que se concentran de forma natural en las zonas donde estos se unen.

Una vez allí, la parte cargada positivamente de las moléculas ocupa los espacios que habían quedado vacíos por la ausencia de iones de formamidinio en las uniones correspondientes a la orientación (111). Al mismo tiempo, el componente que contiene flúor ayuda a mantener el compuesto firmemente anclado en el material.

Con esta intervención, los investigadores consiguen reparar los defectos y equilibrar las pérdidas de carga entre las dos orientaciones cristalinas. Así evitan que una zona concreta acumule un mayor deterioro y consiguen mejorar tanto el rendimiento como la estabilidad de las células.

Los resultados experimentales muestran que los dispositivos tratados alcanzaron una eficiencia de conversión de energía del 26,55%. Además, conservaron más del 90% de su eficiencia inicial después de más de 2.200 horas de funcionamiento continuo bajo una iluminación equivalente a la de un sol.

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Este último indicador se conoce como vida útil operativa T90 y mide el tiempo durante el cual una célula mantiene al menos el 90% de su rendimiento inicial. Se trata de uno de los parámetros utilizados para evaluar la durabilidad de estos dispositivos y su capacidad para mantener sus prestaciones durante periodos prolongados.

Yang Guang ha señalado que, aunque las células solares de perovskita ya han alcanzado niveles elevados de eficiencia, su estabilidad continúa siendo el principal obstáculo para su comercialización. Según el investigador, los trabajos anteriores se habían centrado principalmente en reducir el número de defectos, mientras que este estudio demuestra que las pérdidas de carga desiguales entre cristales vecinos constituyen otra de las causas fundamentales de su envejecimiento durante el funcionamiento.

El equipo considera que equilibrar estas pérdidas permite mejorar simultáneamente la eficiencia y la estabilidad de las células, lo que abre una nueva vía para desarrollar dispositivos de perovskita más duraderos y comercialmente viables. Un avance que contribuye a resolver uno de los grandes retos pendientes de esta tecnología fotovoltaica, aunque todavía será necesario evaluar su comportamiento y durabilidad en condiciones reales y a mayor escala.

El Brent cierra en 98 dólares y concluye la semana con pérdidas de más de un 19%

Redacción — Fri, 06 Nov 2026 22:08:00 GMT

El precio del barril de Brent para entrega en enero se mantuvo este viernes prácticamente sin cambios, salvo una leve subida del 0,03%, hasta los 98,32 dólares, si bien en el cómputo semanal cedió un 19,65%, mientras el mercado espera señales de avances diplomáticos entre Estados Unidos e Irán.

El crudo del mar del Norte, de referencia en Europa, avanzó hoy 0,03 dólares en el Intercontinental Exchange (ICE) londinense con respecto al precio de liquidación de este pasado jueves, cuando registró 98,29 dólares.

El Brent cerró la semana con un notable retroceso de un 19,65% en comparación con el cierre del pasado viernes ante el optimismo de los inversores por la victoria demócrata en las elecciones legislativas estadounidenses y la perspectiva de que, tras la cita electoral, Washington y Teherán reanudasen las negociaciones de paz.

El petróleo intermedio de Texas (WTI, por sus siglas en inglés) cerró este viernes en 90,83 dólares el barril, lo que supone una caída semanal de más del 12%, ante el optimismo de los inversores por el resultado de las elecciones de medio mandato del pasado martes.

Al término de la sesión, los contratos de futuros del WTI para el mes de diciembre, los de referencia en Estados Unidos, sumaron 0,31 céntimos respecto al cierre anterior.

Aun así, las pérdidas de la semana rebajaron el precio del crudo en más de un 12%.

El petróleo estadounidense cayó este lunes, un día antes de las elecciones, más de un 7%, después de que el presidente, Donald Trump, insistiera en que Irán quiere "llegar a un acuerdo".

"Podría pasar", añadió.

El Brent y la geopolítica

Este viernes, el presidente estadounidense, Donald Trump, mantuvo una llamada con Tamim bin Hamad Al Thani, el emir de Qatar, para abordar los "esfuerzos" que se están realizando para evitar una escalada en Oriente Medio.

Esta llamada se produce un día después de que el primer ministro catarí, Mohamed bin Abdulrahmán, mantuviera una conversación telefónica con el ministro de Exteriores iraní, Abás Araqchí.

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No obstante, este mismo viernes, Irán afirmó que otros dos petroleros chocaron con minas cuando navegaban por rutas "no autorizadas" en el Estrecho de Ormuz, en una continuación de la política iraní de no facilitar el tránsito de buques por la estratégica vía tras la derrota del Partido Republicano de Trump en las elecciones de medio mandado.

El jefe de desarrollo de negocios en Oriente Medio del bróker ICM, Firas Bechwaty, dijo este viernes en un análisis remitido a EFE que, "sin avances diplomáticos concretos (entre Estados Unidos e Irán), los precios del petróleo podrían no descender de forma sostenible".

"Un avance que garantice el compromiso de reabrir el estrecho de Ormuz contribuiría a aumentar la oferta en el mercado. El estancamiento de las negociaciones o una escalada de tensiones podrían reactivar rápidamente la tendencia alcista", apuntó Bechwaty.

Moody's ratifica el 'rating' a largo plazo de Enagás por el nuevo marco regulatorio

Redacción — Fri, 06 Nov 2026 22:05:00 GMT

La agencia Moody's ha ratificado la calificación crediticia o 'rating' de Enagás a largo plazo en 'Baa1' con una perspectiva estable por el nuevo marco regulatorio para el ciclo 2027-2032.

Moody's ha asegurado que la ratificación de la solvencia de Enagás responde directamente a la publicación en septiembre de la retribución de las actividades de transporte y regasificación para el ciclo regulatorio 2027–2032 por parte de la Comisión Nacional de los Mercados y de la Competencia (CNMC).

Para la agencia, las nuevas reglas aportan estabilidad y garantizan los ingresos de Enagás hasta 2032, por lo que ha flexibilizado sus exigencias financieras y ahora solo requiere un ratio de caja sobre deuda neta del 18% —frente al 20% anterior— para conservar la nota 'Baa1'.

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Entre las mejoras fijadas por la CNMC, destaca la subida de la rentabilidad financiera permitida del 5,44% al 6,46%. Además, el regulador ha elevado cerca de un 33% los costes estándar reconocidos a la compañía, lo que compensa la inflación acumulada y añade un margen extra de seguridad del 2,5%.

Ecuador firmará con una empresa de Emiratos Árabes un contrato de servicios petroleros

Redacción — Fri, 06 Nov 2026 22:01:00 GMT

Ecuador firmará con una empresa de Emiratos Árabes un contrato de servicios para el Bloque petrolero 60 Sacha, situado en la provincia amazónica de Orellana.

En una entrevista con la radio FM Mundo, el presidente, Daniel Noboa,ha afirmado que "ya hay un compromiso, y va a haber 300 millones de dólares adelantados" y especificó que el "compromiso de inversión es de 4.855 millones de dólares directos al Ecuador (unos 4.355 millones de euros), por quince años prorrogables" a cinco más.

Noboa se anticipó a posibles críticas de sus opositores sobre la acción al aclarar que no están "vendiendo el país" y recordó que contratos similares ya se suscribieron en otros campos petroleros durante la administración del expresidente Rafael Correa (2007-2017), quien desde Bélgica, donde está asilado, lidera la oposición al actual Gobierno.

"Que vengan a decir que estamos regalando: No. Lo que estamos haciendo es rompiendo una de las tronchas más grandes que era los proveedores de servicios del campo Sacha, y estamos dándoselo a una de las tres empresas más eficientes del mundo en extracción, que se prevé que suba de 70.000 barriles por día a 150.000", dijo sin revelar nombres.

El pasado lunes, el Gobierno suscribió un acuerdo marco con el Gobierno de Emiratos Árabes Unidos, la estatal petrolera Adnoc (Abu Dhabi National Oil Company) y compañías internacionales para atraer inversión, tecnología y servicios especializados al sector petrolero ecuatoriano.

Emiratos Árabes y Ecuador

El instrumento establece las bases de una cooperación de largo plazo que mantiene la propiedad estatal de los recursos petroleros y la continuidad de Petroecuador como operador de activos estratégicos.

El acuerdo, anunciado durante ADIPEC 2026, forma parte de la cooperación bilateral orientada a fortalecer el sector energético del Ecuador, indicó entonces Petroecuador en un comunicado.

Anotó que un consorcio de empresas privadas, respaldadas por el Grupo a Adnoc, trabajará junto a Petroecuador para incorporar tecnologías de recuperación mejorada de petróleo y modernizar la infraestructura de campos maduros.

Estas intervenciones buscan aprovechar el potencial de los yacimientos, extender su vida productiva y fortalecer la capacidad de generación de ingresos para el país.

Sobre la base de ese acuerdo, informó de que las partes mantienen negociaciones para estructurar un contrato destinado a optimizar las operaciones e incrementar la producción del Bloque 60 Sacha.

El esquema en negociación contempla que Petroecuador conserve la operación y el control del campo, manteniendo la propiedad estatal de los recursos petroleros, mientras que las condiciones específicas se definirán en el contrato correspondiente.

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Sacha cuenta con reservas recientemente certificadas superiores a 600 millones de barriles (3P), que comprende reservas probadas, probables y posibles.

"Operar un campo maduro como Sacha requiere inversiones significativas y precisión técnica para optimizar el yacimiento y extender su vida productiva. Esta alianza permite movilizar el respaldo técnico y financiero de Adnoc y sus empresas asociadas, fortaleciendo las capacidades operativas de Petroecuador y permitiéndonos generar mayor valor para la cadena de valor energética y para todos los ecuatorianos", según Sebastián Maag Pardo, gerente general de Petroecuador.

Petroecuador informó, además, de que avanza en el desarrollo de una alianza estratégica con Adnoc para la comercialización internacional de crudo y explora oportunidades de cooperación en productos refinados, logística, gestión de terminales y gas natural.

Los reguladores europeos abordan los retos en seguridad nuclear y protección radiológica

Redacción — Fri, 06 Nov 2026 21:57:00 GMT

La Asociación de Reguladores Nucleares de Europa Occidental (WENRA, por sus siglas en inglés) ha abordado los retos en seguridad nuclear y protección radiológica, así como la necesidad de cooperación internacional, durante la reunión plenaria de otoño celebrada en Madrid y presidida por el Consejo de Seguridad Nuclear (CSN).

El encuentro ha reunido a los máximos responsables de las autoridades reguladoras del continente, incluyendo al presidente del organismo español, Juan Carlos Lentijo, y la directora técnica de seguridad nuclear, Teresa Vázquez.

"Los países miembros han analizado el contexto técnico y estratégico actual del sector, reafirmando el papel clave de la cooperación internacional para coordinar actuaciones eficaces ante los nuevos retos del panorama internacional en seguridad nuclear", ha detallado el CSN en nota de prensa.

Durante la reunión, WENRA ha revisado su "contribución e impacto potencial" en la seguridad de las tecnologías nucleares emergentes, y ha expuesto el trabajo realizado para "adaptar los objetivos de seguridad a los nuevos reactores", así como las "implicaciones reguladoras" de la operación remota, la propulsión nuclear naval y los avances en materia de fusión.

Revisión de seguridad nuclear europea

Según el comunicado, este pleno también ha servido para "consensuar" los temas técnicos de cara a la tercera revisión periódica de seguridad europea (TPR-III): la "experiencia operativa", el impacto del cambio climático en la seguridad nuclear y los riesgos "derivados de las perturbaciones en la red eléctrica".

Además, el Grupo de Trabajo sobre Residuos y Desmantelamiento ha repasado sus "ejercicios de autoevaluación e intercomparación" del grado de implantación de los niveles de referencia, su avance en la gestión de residuos y la preparación de las bases reguladoras para el "almacenamiento geológico profundo".

El Grupo de Reactores de Investigación ha confirmado avances para publicar sus "niveles de referencia de seguridad armonizados".

Por su parte, la delegación española ha compartido sus "principales novedades normativas y técnicas", como la "renovación de licencias de explotación" de la fábrica de combustible nuclear de Juzbado y de las unidades I y II de la central nuclear Almaraz.

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También el "dictamen favorable" a la instalación temporal del almacenamiento de residuos de Vandellós I o la aprobación de criterios para el desmantelamiento.

Finalmente, la asociación ha analizado la seguridad nuclear en Ucrania junto con el presidente del regulador ucraniano; ha evaluado la situación actual en el país y la coordinación de apoyos logísticos, técnicos y de personal.

WENRA está constituida por las autoridades reguladoras de los países de la UE con reactores nucleares junto a Suiza, Reino Unido y Ucrania; tiene como objetivo desarrollar una posición convergente en materia de seguridad nuclear y construir un foro de reguladores nucleares en Europa. El CSN es uno de los miembros fundadores.

El Gobierno de Navarra retira 'el impuesto al sol y al viento' que había acordado con EH Bildu tras publicarlo la prensa

Ramón Roca — Fri, 06 Nov 2026 17:42:00 GMT

Este viernes El Periódico de la Energía ha publicado una información que es sensible para el relato electoral del PSOE en materia energética. El Gobierno de Navarra, con el PSN a la cabeza, ha acordado un impuesto a las energías renovables, solar y eólica, junto a EH Bildu para sacar adelante los presupuestos de 2027 en la Comunidad Foral.

Decía así el acuerdo. "A pesar de los innumerables beneficios que producen las energías renovables, no podemos decir que los métodos de generación renovable de energía sean totalmente inocuos para el medio ambiente y no producen ningún tipo de externalidad negativa. Entendemos que Navarra no se puede quedar atrás en la implantación de esta fiscalidad verde y, por eso, se presentará por los grupos parlamentarios que forman parte del Gobierno y el de EH Bildu-Nafarroa una proposición de Ley Foral que regule el impuesto sobre parques eólicos y parques fotovoltaicos, de forma que la misma tenga efectos a 1 de enero de 2027", rezaba el texto al que ha tenido acceso este diario.

En el primer artículo lo hemos denominado "impuesto al sol y al viento" tal y como el propio Ministerio para la Transición Ecológica había declarado sobre el impuesto, de parecidas razones, que PP y Vox habían propuesto (que no pactado), para las instalaciones fotovoltaicas en Castilla y León la semana pasada.

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En este caso, al ser el PSOE navarro, el Ministerio ha preferido no hacer declaraciones a petición de este medio desde primera hora de la mañana. No ha habido contestación.

Pasadas las horas de la publicación ha sido el Gobierno navarro, a través de la Consejería de Economía, quien se ha puesto en contacto con este medio para aclarar que tras la publicación de dicho acuerdo para crear un impuesto al sol y al viento, habían decidido retirarlo de manera exprés.

Esta es la declaración del consejero de Economía del Gobierno de Navarra, José Luis Arasti, tras la publicación del acuerdo presupuestario en este medio y en el que se creaba un impuesto contra las energías renovables. Lo ponemos tanto en audio como en texto.

"Navarra ha sido, es y será la gran impulsora de la energía renovable. Es líder en producción y en autoconsumo de energía renovable, y lo va a seguir siendo. En las últimas horas, han surgido ciertas informaciones (la que ha publicado en exclusiva este medio) como consecuencia de una redacción errónea en un punto del acuerdo presupuestario referente a la fiscalidad de las energías renovables. En previsión de que se pueda dar a lugar a interpretaciones desacertadas, y tras las conversaciones mantenidas con los socios presupuestarios (EH Bildu-Nafarroa) hemos decidido retirar ese punto. No existen un impuesto al sol ni al viento en Navarra, y en ningún caso, repito, en ningún caso el Gobierno de Navarra lo va a promover, sino que como hemos hecho siempre, desde el Ejecutivo trabajaremos por seguir siendo la referencia en esta materia", ha dicho el consejero de Economía, José Luis Arasti.

¿Una mala redacción?

Para que se entienda. Tras la publicación en este medio del acuerdo y que se hiciese público la creación de un impuesto a las renovables, han decidido finalmente retirarlo.

Minutos después de que la Consejería de Economía del Gobierno de Navarra se pusiera en contacto con El Periódico de la Energía, lo ha hecho también el Ministerio para la Transición Ecológica y la asociación UNEF para compartir con este medio el mismo audio del consejero que acaban de escuchar o leer.

Habían pasado unas siete horas desde la publicación y casi seis desde que se pidiese una opinión al Ministerio al respecto, y nadie salvo el Gobierno navarro decidió comentar con este medio nada al respecto. Ahora sí lo ha querido hacer UNEF. "Celebramos que el Gobierno de Navarra haya reflexionado y se haya dado cuenta de lo inadecuado de este tipo de impuestos para el desarrollo de la oportunidad que las renovables significan para nuestro país y esperamos que el Gobierno de Castilla y León aplique el mismo sentido común y retire su propuesta de impuesto cuanto antes", han dicho fuentes de la patronal fotovoltaica a este diario en exclusiva.

Acto preelectoral de Aagesen en Navarra

Resulta que este mismo sábado 7 de noviembre, la vicepresidenta tercera del Gobierno y ministra para la Transición Ecológica, Sara Aagesen, acompaña a la presidenta navarra María Chivite y la portavoz del Gobierno, Elma Saiz, en un acto preelectoral en Tudela.

Cabe recordar que Sara Aagesen ha sido quien más ha criticado la creación de impuestos a las energías renovables. Sin ir más lejos, cuando la prensa dio a conocer la creación de un impuesto ambiental, como este navarro, contra la energía solar por parte del Gobierno de la Junta de Castilla y León se apresuró a decir que se trataba de un impuesto al sol y que oscurecía el futuro.

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En su participación en el XIII Foro Solar el pasado 27 de octubre, Aagesen aseguró que le cuesta "muchísimo entender" que a día de hoy, después de haber visto todo lo que tecnologías como la fotovoltaica pueden aportar, "con precios asequibles en momento extraordinariamente críticos, haya quien quiera resucitar recetas fracasadas, recetas fiscales que ya conocemos, como el impuesto al sol".

De esta manera, sin mencionarlo explícitamente, la ministra se refería al impuesto a las renovables que el Ejecutivo del PP y Vox en la Junta de Castilla y León ha incluido en el proyecto de Ley de Medidas Tributarias, Financieras y Administrativas para 2027 del Gobierno autonómico. Y que denunciamos también desde este medio.

Argentina acudirá a audiencia en Tribunal del Mar contra actividad petrolera en Malvinas

Redacción — Fri, 06 Nov 2026 16:15:00 GMT

El Gobierno de Argentina ha confirmado que la semana próxima acudirá en Hamburgo (Alemania) a la audiencia convocada por el Tribunal Internacional del Derecho del Mar por el arbitraje solicitado por el país suramericano en contra de la actividad petrolera en las islas Malvinas, administradas por Reino Unido y cuya soberanía reclama Argentina.

Según informó la Presidencia en un comunicado, Argentina "enfrentará a Reino Unido en la audiencia que se llevará a cabo entre el 10 y 11 de noviembre en Hamburgo".

El Gobierno de Javier Milei anunció el pasado 28 de septiembre que iniciaría un pedido de arbitraje con base en lo establecido en la Convención de las Naciones Unidas sobre el Derecho del Mar (CONVEMAR), un tratado de 1982 cuyo órgano para resolver controversias es el Tribunal Internacional del Derecho del Mar (TIDM), con sede en Hamburgo.

El proyecto petrolero en Malvinas

El pasado 13 de octubre, Argentina solicitó al Tribunal del Mar que disponga medidas provisionales para detener el avance de Sea Lion, un proyecto 'offshore' (fuera de la costa) operado por la petrolera israelí Navitas (65%) y del que es también socia la británica Rockhopper (35%) para comenzar a extraer crudo en 2028 en la cuenca Malvinas Norte, a 200 kilómetros al norte del archipiélago.

Argentina considera "ilegales" los permisos concedidos a las petroleras por el gobierno local de las Malvinas, ocupadas por Reino Unido desde 1833 tras expulsar a las autoridades argentinas en las islas.

Reino Unido y Argentina, que se enfrentaron en una guerra por las Malvinas en 1982, son Estados partes en la CONVEMAR.

Argentina alegó que la "inminencia· de la explotación petrolera en Malvinas no puede esperar a los tiempos habituales de conformación del tribunal de arbitraje, por lo que elevó un reclamo urgente ante el Tribunal del Mar para impedir que avancen las operaciones mientras se constituye el tribunal arbitral que resolverá la controversia de fondo.

La comitiva argentina que acudirá a la audiencia en Hamburgo estará encabezada por la secretaria Legal y Técnica de la Presidencia, María Ibarzabal Murphy.

La defensa argentina cuenta con un equipo integrado por tres especialistas: Marcelo Kohen, exsecretario general del Institut de Droit International y exjuez ad hoc del Tribunal del Mar; Nico Schrijver, expresidente del Institut de Droit International y de la International Law Association; y Agustín Giustiniani, profesor de la Maestría en Solución de Controversias Internacionales de Ginebra (MIDS).

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En las audiencias orales de los días 10 y 11 de noviembre, Argentina y Reino Unido presentarán sus argumentos, luego de lo cual Argentina espera que el tribunal dicte una orden en un plazo de entre dos y cuatro semanas.

Fuentes oficiales indicaron este viernes que la "principal razón" de Argentina para solicitar medidas cautelares es que "la explotación inminente de recursos del suelo y subsuelo de la zona marítima en disputa por parte de Reino Unido producirá un hecho consumado irreversible y un daño irreparable a los derechos argentinos en juego".

"En particular, se busca proteger los derechos soberanos de Argentina sobre la plataforma continental, frente a la obligación de Reino Unido de no explorar ni explotar unilateralmente los recursos naturales de las zonas marítimas en disputa de un territorio colonial sujeto a una controversia de soberanía entre ambos Estados, impidiendo al mismo tiempo la solución pacífica de la controversia", explicaron.

Adnoc suministrará hasta 4 millones de toneladas de GNL a India en 10 años

Redacción — Fri, 06 Nov 2026 15:26:00 GMT

La petrolera estatal emiratí Adnoc ha firmado un acuerdo para suministrar hasta cuatro millones de toneladas de gas natural licuado (GNL) a la compañía india Gujarat Energy durante un periodo de diez años a partir de 2028, en una operación que supone la primera venta de gas de la cartera internacional de XRG, su brazo inversor internacional.

Este acuerdo constituye el quinto contrato de suministro de GNL de la compañía emiratí con clientes en India y refuerza así su presencia en uno de los principales mercados energéticos de Asia, según un comunicado de la empresa estatal.

Esta operación se enmarca en una estrategia de la petrolera para ampliar su actividad internacional de comercialización de GNL mediante una plataforma global de compraventa lanzada en julio de 2026 en Abu Dabi, con el objetivo de alcanzar una capacidad comercializable de 47 millones de toneladas anuales de GNL más allá de 2030, de acuerdo con la compañía.

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Asimismo, es un paso más en la expansión como negocio internacional de XRG, propiedad íntegra de Adnoc y con un valor empresarial superior a los 150.000 millones de dólares.

Los acuerdos de gas entre Emiratos Árabes Unidos (EAU) y India se han ido consolidando en los últimos años, incluido el de suministro a largo plazo firmado en 2023 firmado entre Adnoc Gas y la Corporación de Petróleo de la India para el envío de hasta 1,2 millones de toneladas anuales de GNL.

Aagesen comparecerá este jueves en el Congreso para explicar la planificación eléctrica 2030

Redacción — Fri, 06 Nov 2026 14:36:00 GMT

La vicepresidenta tercera del Gobierno y ministra para la Transición Ecológica, Sara Aagesen, comparecerá, a petición propia, el próximo jueves 12 de noviembre ante la Diputación Permanente en el Congreso para explicar la planificación de energía eléctrica con horizonte 2030.

El ministerio lleva unas semanas realizando una ronda de contactos con las comunidades autónomas, en orden protocolario, previa a este trámite de información al Congreso para exponer los detalles de esta planificación tras la fase de alegaciones y las actuaciones previstas en ella.

A mediados de septiembre, el ministerio ya anunció que la planificación energética de la red de transporte crecerá un 30% por encima de lo previsto, hasta 17.000 millones de euros, tras haber revisado las más de 2.500 alegaciones recibidas posteriormente a que el texto fuera sometido a audiencia pública.

La planificación eléctrica 2030

En esta planificación, según señaló en aquel momento el ministerio, la demanda es la gran protagonista a diferencia de otras planificaciones anteriores.

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Tras la fase de alegaciones, las posiciones de la red de transporte para atender nuevas demandas en la red de distribución crecieron un 52% respecto a la propuesta original hasta alcanzar las 300, y las posiciones para consumo directo en transporte han crecido un 12%, hasta las 162.

Después de la audiencia, según el mismo comunicado de septiembre, también aumentó el número de subestaciones un 17%, hasta las 193, así como la longitud de las líneas eléctricas previstas, que se eleva un 11% hasta los 6.706 kilómetros, a lo que se añade un incremento del 6% de las redes existentes repotenciadas, hasta los 8.164 kilómetros.

Tesla reducirá la producción del Cybertruck a partir de mediados de 2027 para dar paso al Cybercab

Redacción — Fri, 06 Nov 2026 13:18:00 GMT

Tesla reducirá la producción de su Cybertruck en su planta de Texas a partir de mediados de 2027 para liberar capacidad industrial y destinarla a la fabricación del Cybercab, el vehículo autónomo de dos plazas diseñado para su servicio de robotaxi, según ha anunciado el consejero delegado de la compañía, Elon Musk.

"Tesla reducirá gradualmente la producción del Cybertruck en la Gigafactory de Texas alrededor de mediados del próximo año para dejar espacio a un aumento en la producción del Cybercab", ha mostrado el consejero delegado de Tesla a través de su cuenta personal en la red social 'X'.

La decisión supone un nuevo giro en la estrategia industrial del fabricante estadounidense, que comenzó a producir la pick-up eléctrica en 2023 en su fábrica situada cerca de Austin (Texas), pero ha tenido dificultades para mantener la demanda y ha afrontado varias llamadas a revisión del modelo.

Por el momento, no está claro si Tesla trasladará la producción del Cybertruck a otra fábrica o si la compañía tiene previsto abandonar definitivamente su fabricación.

Cybertruck

El Cybertruck, caracterizado por su diseño angular y poco convencional, ha generado opiniones divididas desde que Musk presentó su primer prototipo en 2019.

El directivo llegó a calificarlo como el mejor producto de la historia de Tesla y estimó que la compañía podría fabricar más de 250.000 unidades anuales, en función de la demanda.

Sin embargo, las ventas durante su primer año de comercialización quedaron por debajo de una sexta parte de ese volumen previsto, lo que evidenció las dificultades para alcanzar las expectativas iniciales del fabricante.

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A estos problemas comerciales se sumaron distintas campañas de revisión, en un contexto en el que la compañía ha tenido que ajustar sus prioridades de producción.

El Cybercab de Tesla

El ajuste permitirá ampliar la capacidad de producción del Cybercab, un modelo de dos plazas y acabado dorado que Tesla comenzó a fabricar este año en las instalaciones de Austin y que constituye una pieza central de su estrategia para desarrollar un negocio basado en la inteligencia artificial y los servicios de movilidad autónoma.

El vehículo, concebido para operar en el servicio Robotaxi de la marca, representa uno de los proyectos estratégicos de Musk junto con el desarrollo de robots humanoides.

La fábrica de Austin se convierte así en una instalación clave para esta nueva orientación empresarial, en la que Tesla pretende dar mayor protagonismo a los vehículos autónomos y a los productos vinculados a la inteligencia artificial.

El Consejo de la Ingeniería de España elige como nuevo presidente a Carlos Medina Álvarez

Redacción — Fri, 06 Nov 2026 12:56:00 GMT

El Consejo de la Ingeniería de España (CIE) ha elegido como nuevo presidente a Carlos Medina Álvarez, también presidente del Consejo General de Colegios Oficiales de Ingenieros Industriales (CGCOII) y quien ejercía el cargo como interino desde el mes de julio, según ha informado.

Junto a la elección del presidente, se ha renovado la junta directiva: el presidente del Colegio de Ingenieros de Caminos, Canales y Puertos, Ricardo Martín de Robustamente, ocupará la Vicepresidencia Primera, mientras que la decana del Colegio de Ingenieros del ICAI, Isabel Reina Ruiz, asumirá la Vicepresidencia Segunda.

Tras su elección, Medina ha subrayado que el Consejo de la Ingeniería de España afronta esta nueva etapa con "una orientación realista y ejecutiva" y ha adelantado que el trabajo del consejo en el periodo 2026-2028 se centrará en "explicar a la sociedad, a las administraciones y a las empresas el valor de la ingeniería y, en concreto, de la colegiación como garantía de titulación, de deontología y de responsabilidad profesional".

El Consejo de la Ingeniería de España

En esa línea, defenderá "el principio de correspondencia entre el nivel de cualificación académica y la responsabilidad técnica que se asume", ha añadido Medina, quien ha avanzado que el consejo elaborará un Mapa del Ejercicio Profesional que defina de forma unificada qué supone ejercer la profesión en cada una de las ramas de la ingeniería representadas.

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Por otra parte, el resto de la junta continúa en sus cargos, con el decano del Colegio Oficial de Ingenieros de Montes, Eduardo Tolosana, como secretario, y el presidente del Consejo General de Colegios Oficiales de Ingenieros Agrónomos, Baldo mero Segura, como tesorero.

Finalmente, como vocales componen la junta el decano del Colegio Oficial de Ingenieros Aeronáuticos, Jesús María Alonso; el presidente del Consejo Superior de Colegios de Ingenieros de Minas, Juan Ignacio Artigada; el decano del Colegio de Ingenieros de Telecomunicación, Juan Carlos López; y el decano del Colegio Oficial de Ingenieros Navales y Oceánicos, Andrés Molina.

Los distribuidores de butano urgen a actualizar la retribución ante los mayores costes e inflación

Redacción — Fri, 06 Nov 2026 12:42:00 GMT

La Federación Española de Distribuidores de Gases Licuados del Petróleo (Fedglp) ha urgido a actualizar la retribución del GLP envasado -que incluye a la conocida como bombona de butano- ante el encarecimiento de los combustibles, la inflación acumulada y unos mayores costes laborales y operativos.

En una nota remitida este viernes, la Fedglp recuerda que la remuneración del sector permanece sin actualizar desde marzo de 2025, aunque confía en "seguir trabajando de manera constructiva" con el Ministerio para la Transición Ecológica para alcanzar una solución equilibrada que reconozca los costes reales de la distribución y contribuya a garantizar su sostenibilidad.

"Las agencias distribuidoras garantizan diariamente el acceso a una fuente de energía esencial para miles de hogares y negocios, con una especial presencia en zonas rurales y municipios de menor población, donde su labor contribuye a la cohesión territorial", añade.

Entre sus principales retos, el sector destaca la modernización y renovación de las flotas de reparto, la adaptación a las nuevas exigencias medioambientales, la mejora de la eficiencia operativa y la incorporación de nuevos profesionales que aseguren el relevo generacional.

Las operadoras de butano

Por este motivo, la Fedglp insiste en la necesidad de avanzar "con celeridad" en la actualización de su marco retributivo, especialmente ante el fuerte incremento de los precios de los combustibles, la inflación acumulada y el aumento de los costes laborales y operativos.

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A comienzos de 2025, esta federación convocó varias jornadas de paros en el reparto domiciliario de butano para reclamar un aumento de la retribución del precio por bombona después de unos años donde el coste del gas se había disparado, como consecuencia de la pandemia y crisis energética que siguió a la guerra en Ucrania.

Entonces denunció la "grave situación" de las agencias distribuidoras, a las que el ministerio y las principales empresas operadoras de gas butano decía que obligaban a repartir las bombonas "a pérdidas".

En marzo de ese mismo año, Transición Ecológica actualizó el sistema para calcular el precio máximo de la bombona de butano para incluir en la revisión los costes de comercialización.

El BOE publica la convocatoria de ayudas públicas del Programa Nacional de Exploración Minera

Redacción — Fri, 06 Nov 2026 12:39:00 GMT

El Boletín Oficial del Estado (BOE) ha publicado el extracto de la resolución de la Secretaría de Estado de Energía por la que se aprueba la convocatoria para la concesión de ayudas públicas en 2027 del Programa Nacional de Exploración Minera 2026-2030 (PNEM) por un importe total de 1,4 millones de euros.

La convocatoria tiene el propósito de desarrollar trabajos de investigación geológico-minera y estudios de evaluación económica preliminar sobre la posible valorización de materias primas fundamentales procedentes de residuos mineros.

La resolución establece que la cuantía total de la subvención es de 1,4 millones de euros, divididos en dos líneas de ayudas: 900.000 euros para proyectos de investigación geológico-minera y 500.000 euros para estudios de evaluación económica preliminar de residuos de extracción.

Así, podrán resultar beneficiarias las personas jurídicas titulares de autorizaciones de aprovechamiento de residuos mineros o de permisos de investigación, concesiones de explotación o reservas a favor del estado.

Exploración Minera

El PNEM es el primer plan de exploración que se desarrolla en el país en cinco décadas, y con él se mejora el conocimiento de los recursos minerales existentes, según el Ministerio para la Transición Ecológica y el Reto Demográfico.

A la vez, se promueve la economía circular mediante la exploración de recursos secundarios en las instalaciones de residuos de la industria extractiva, tanto en explotaciones en activo como en aquellas cerradas y abandonadas.

Los interesados podrán presentar solicitudes hasta el 9 de diciembre de 2026.

La CNMV advierte sobre las valoraciones bursátiles "exigentes" de la banca y las empresas energéticas

Redacción — Fri, 06 Nov 2026 12:37:00 GMT

La Comisión Nacional del Mercado de Valores (CNMV) ha resaltado la fortaleza de los mercados financieros, incluidos los españoles, frente al contexto actual marcado por la incertidumbre y las subidas de los tipos de interés, pero ha advertido sobre las elevadas valoraciones bursátiles que sufren los sectores bancario y energético, según el boletín trimestral correspondiente al tercer trimestre publicado este viernes.

En concreto, y en relación al Ibex 35, la ratio CAPE --precio-beneficio ajustado cíclicamente-- ha aumentado de forma significativa en los últimos años "debido a la fuerte revalorización de las cotizaciones", lo que ha llevado al índice bursátil a situarse "en su nivel más elevado desde la crisis financiera", aunque con valores "ligeramente inferiores" a los alcanzados en ese momento.

El boletín expone que los principales sectores que explican la revalorización del Ibex 35 en los últimos ejercicios son el bancario y, en menor medida, el sector energético, por sus ganancias y su peso en el índice.

Las energéticas

"En ambos casos, sus valoraciones están en máximos de los últimos 15 años, lo que implica valoraciones exigentes, pero que se sustentan tanto en las condiciones financieras favorables como en el aumento de los precios y la demanda energética", explica la CNMV.

Esta circunstancia que no se extiende a sectores como el industrial o las telecomunicaciones, donde las valoraciones "son más moderadas" y están más alejadas de sus máximos históricos.

Pese a esta situación, el organismo presidido por Carlos San Basilio ha señalado que el Ibex 35 se sitúa entre los índices con mejor comportamiento de Europa tras alcanzar máximos históricos durante el verano y revalorizarse un 12% en lo que va de ejercicio.

Sostenibilidad

A nivel global, los mercados de renta variable lograron estabilizarse durante el tercer trimestre del 2026 tras experimentar fuertes revalorizaciones acumuladas en la primera mitad del año.

No obstante, el boletín ha destacado como principal foco de atención el optimismo asociado a la inteligencia artificial (IA), que sostiene el apetito inversor, pero también ha elevado las valoraciones hasta niveles exigentes.

La CNMV advierte que la sostenibilidad de estas valoraciones "dependerá del cumplimiento de las expectativas de beneficios", ya que cada vez existe un mayor debate sobre si las inversiones necesarias para desarrollar esta tecnología "generarán retornos suficientes para justificar los precios actuales de algunos activos".

En este contexto, una desaceleración o reducción del crecimiento de los beneficios, ya sea por ralentización del negocio o impacto de la competencia, o un escenario prolongado de tipos de interés en niveles elevados "podría dar lugar a correcciones en los segmentos con valoraciones más exigentes".

El boletín también ha hecho hincapié en los aumentos notables de los rendimientos experimentados por los mercados de deuda en el tercer trimestre del ejercicio, en especial en el tramo largo de la curva, así como repuntes transitorios de la volatilidad.

El supervisor bursátil explica que el incremento de los tipos de interés "añade presión a las finanzas públicas" debido a la combinación de mayores costes de financiación, elevados niveles de deuda y crecientes necesidades de gasto público a medio plazo, como son el envejecimiento de la población, la lucha contra el cambio climático o la defensa.

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Dentro de los mercados de renta fija privada, la CNMV ha recalcado un comportamiento "relativamente sólido" pese al incremento de los tipos de interés, puesto que las primas de riesgo se han mantenido relativamente estables.

"Esto reflejaría unas condiciones de financiación todavía favorables y una percepción generalmente positiva sobre la solvencia empresarial", especifica el organismo.

Criptomonedas

Durante el tercer trimestre del ejercicio, el mercado de criptomonedas presentó una recuperación significativa de los precios, si bien todavía permanece lejos de los máximos alcanzados a finales del año anterior.

A su vez, el peso de las 'stablecoins' ha variado en torno al 10% de la capitalización total del mercado durante el 2026, hasta consolidarse como "una de sus principales fuentes de liquidez", mientras que la evolución de los flujos acumulados de los fondos cotizados (ETFs, por sus siglas en inglés) destacan el interés de las gestoras, fondos y otros inversores en la dinámica del bitcoin.

"La evolución de los ETFs sobre bitcoin refleja el rápido avance de bitcoin como activo de inversión regulado, pero aún se mantiene alejado de otros activos como el oro, lo que muestra que su proceso de adopción aún mantiene un amplio margen de desarrollo", desgranó.

Los 27 acuerdan retrasar un año los controles de metano a las importaciones de combustibles fósiles

Redacción — Fri, 06 Nov 2026 11:19:00 GMT

Los países de la Unión Europea (UE) han acordado retrasar un año la entrada en vigor de varias obligaciones de control de las emisiones de metano vinculadas a las importaciones de gas natural, petróleo y carbón, con el objetivo de "evitar presiones adicionales" sobre la seguridad del suministro energético de la Unión Europea en un contexto de perturbaciones en los mercados por el conflicto en Oriente Próximo.

El Consejo de la UE ha fijado así su posición sobre la propuesta presentada por la Comisión Europea el pasado 14 de octubre, respaldando sin cambios el aplazamiento planteado por Bruselas para determinadas exigencias de seguimiento, información y verificación de emisiones recogidas en la normativa comunitaria sobre el metano, aprobada en mayo de 2024 y en vigor desde agosto de ese año.

En concreto, los Estados miembro defienden que los importadores de gas, crudo y carbón comiencen a aplicar estos controles a partir del 1 de enero de 2028, en lugar de hacerlo en enero de 2027, como establece actualmente la legislación europea.

El acuerdo sobre el metano

El acuerdo también contempla retrasar hasta el 5 de agosto de 2029 la obligación de informar sobre la intensidad de las emisiones de metano asociadas a estos combustibles, tanto para los importadores como para los productores europeos, mientras que los límites máximos permitidos entrarían en vigor el 5 de agosto de 2031, un año después de lo previsto.

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Más allá del aplazamiento, la posición de los Veintisiete establece que la Comisión deberá evaluar antes del 30 de septiembre de 2027 si existen las condiciones necesarias para aplicar las nuevas obligaciones, entre ellas un número suficiente de verificadores independientes que puedan comprobar los informes de emisiones y normas europeas que permitan intercambiar información entre productores e importadores.

Si alguno de estos requisitos no se cumple, el Ejecutivo comunitario podrá retrasar nuevamente, mediante normas de desarrollo, la aplicación de los controles sobre las importaciones. También podrá proponer cambios adicionales en la legislación si persisten las dificultades para ponerla en práctica o se detectan riesgos para la seguridad del suministro.

La reforma deberá negociarse ahora con el Parlamento Europeo, con el objetivo de alcanzar un acuerdo antes de finales de año, dado que las primeras obligaciones afectadas por el aplazamiento deberían comenzar a aplicarse el próximo 1 de enero.

JPMorgan aflora una participación del 3,015% en Naturgy, valorada en unos 856 millones

Redacción — Fri, 06 Nov 2026 10:56:00 GMT

JPMorgan Chase & Co. ha aflorado una participación del 3,015% en Naturgy, entre acciones e instrumentos financieros, según la notificación de participaciones significativas registrada este viernes en la Comisión Nacional del Mercado de Valores (CNMV).

La posición declarada equivale a unos 856 millones de euros tomando como referencia los 29,28 euros a los que cotizaban las acciones de la compañía esta mañana.

En concreto, el grupo ha comunicado un 2,894% de los derechos de voto atribuidos a acciones, que mantiene de forma indirecta y que corresponde a un total de 28,06 millones de títulos, junto con otro 0,121% a través de instrumentos financieros. La fecha en la que se alcanzó o cruzó el umbral fue el pasado 2 de noviembre.

El desglose de la participación incluye instrumentos sobre acciones de terceros y certificados de depósito sobre los que dispone de derechos de uso, equivalentes a 566.342 derechos de voto y representativos de un 0,058%.

La participación en Naturgy

Asimismo, JP Morgan ha declarado contratos de permuta financiera sobre acciones ('equity swaps') liquidados en efectivo, equivalentes a 613.742 derechos de voto, un 0,063%. El periodo de ejercicio o canje consignado para estos instrumentos abarca desde el 30 de noviembre de 2026 hasta el 3 de mayo de 2030.

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La posición se articula a través de distintas sociedades del grupo, entre las que figuran JPMorgan Securities plc y JPMorgan Securities LLC, según la cadena de control recogida en la comunicación al supervisor.

JPMorgan ya tuvo una participación del 1,26% en Naturgy, que declaró al supervisor hace algo más de un año.

En cuanto a sus principales accionistas, Naturgy cuenta con CriteriaCaixa con un 28,5%, Global InfraCo con un 15,5%, Corporación Financiera Alba con un 5% y Sonatrach con un 4,1%, según consta en la web de la compañía.

El Ejecutivo publica la convocatoria de la primera subasta de cogeneración de alta eficiencia

Redacción — Fri, 06 Nov 2026 10:48:00 GMT

El Ministerio para la Transición Ecológica y el Reto Demográfico (Miteco) ha publicado la Resolución de la Secretaría de Estado de Energía por la que se convoca la primera subasta para el otorgamiento del régimen retributivo específico a instalaciones de cogeneración de alta eficiencia al amparo de lo dispuesto en la orden TED 672/2026, que puede consultarse aquí, y próximamente aparecerá en el Boletín Oficial del Estado.

La Resolución cumple el Real Decreto 530/2026 y la Orden TED/672/2026, al objeto de renovar 1.200 MW de cogeneración industrial con centrales de alta eficiencia que operen con gas natural o biomasa, bien con nuevas instalaciones, bien con modificaciones de las existentes.

La Resolución fija el calendario de la primera subasta, que se iniciará el siguiente día hábil en la Comunidad de Madrid tras su publicación en el BOE, con la apertura de plazo para la entrega de la documentación, y culmina con la celebración de la subasta, el próximo 23 de febrero, dando tiempo suficiente al sector para la preparación de propuestas técnicas y económicas robustas.

Los cupos de la subasta de cogeneración

El Operador del Mercado Ibérico de la Electricidad administrará la subasta, que será supervisada por la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia. Se subastarán 10 productos o cupos de potencia, en función de la tipología de las instalaciones: ocho productos para centrales de gas, que suman 505 MW, y dos productos para plantas de biomasa, con 145 MW en total, 50 MW más que en la propuesta de resolución sometida a información pública.

El volumen de potencia asignado a cada producto se ha ajustado a las particularidades de cada tecnología y oscila entre 2 MW y 210 MW en el caso del gas natural, y entre 50 MW y 95 MW en el de la biomasa. Estas cifras se refieren a la potencia total que se adjudicará en cada cupo.

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Los adjudicatarios dispondrán de 60 meses para construir las nuevas instalaciones y culminar las modificaciones de plantas de biomasa, y de 48 meses para el resto de las modificaciones.

Requisitos

Las instalaciones o proyectos participantes no podrán tener más de 100 MW de potencia –más de 15 MW en los sistemas no peninsulares– y cumplirán unos niveles de ahorro de energía primaria suficientes para ser consideradas de alta eficiencia, superior al 10%, excepto para las menores de 1 MW, que sólo deberán aportar ahorro.

Las centrales de gas natural tendrán que estar preparadas para consumir al menos un 10% de hidrógeno renovable y deberán emitir un máximo de 270 gCO2/kWh, mientras que las de biomasa tendrán que cumplir los criterios de sostenibilidad y reducción de emisiones establecidos.

La industria española, al límite: La crisis del Golfo Pérsico incrementa hasta los 8.900 millones el impacto de los sobrecostes energéticos

Redacción — Fri, 06 Nov 2026 09:59:00 GMT

La escalada de los costes energéticos derivada de la crisis geopolítica en Oriente Medio continúa intensificándose y sitúa a la industria manufacturera española en una situación de máxima preocupación. Según las últimas estimaciones de la Alianza por la Competitividad de la Industria Española, el impacto acumulado de los mayores costes del gas y de la electricidad alcanzará los 8.900 millones de euros al cierre de 2026, una cifra que supera ampliamente los 7.400 millones de euros estimados en septiembre.

La revisión al alza de las previsiones pone de manifiesto el rápido deterioro de las condiciones energéticas para la industria. La evolución de los mercados durante las últimas semanas, especialmente en el caso del gas natural licuado (GNL), ha incrementado de forma sustancial los costes de producción de numerosas actividades industriales, especialmente las más intensivas en consumo energético.

Ante este escenario, el portavoz de la Alianza por la Competitividad de la Industria Española, Carlos Reinoso, señala que “la situación se está agravando a una velocidad superior a la prevista. En apenas unas semanas hemos pasado de estimar un impacto de 7.400 millones de euros a cerca de 8.900 millones. Son 1.500 millones adicionales que las empresas tendrán que absorber en muy poco tiempo, en un contexto de fuerte presión competitiva internacional. España necesita una reacción urgente para evitar que esta crisis energética termine comprometiendo inversiones, actividad industrial y empleo".

La industria consume ya un tercio menos de gas que antes de la crisis energética

Desde la Alianza subrayan que los datos del último Índice de Grandes Consumidores de Gas (IGIG), elaborado por Enagás, reflejan una nueva contracción de la actividad gasintensiva en España. En septiembre de 2026, el consumo industrial de gas cayó un 9,4% respecto al mismo mes del año anterior, una tendencia que, además, se ha intensificado en los últimos meses y afecta especialmente a sectores clave para la actividad productiva.

La evolución resulta aún más preocupante al compararla con los niveles previos a la crisis energética. El consumo industrial de gas en septiembre se situó un 31% por debajo de la media registrada entre 2018 y 2021, mientras que en el conjunto del año la caída alcanza ya el 27% respecto a ese mismo periodo de referencia. Además, esta reducción no se ha visto compensada por un incremento equivalente del consumo eléctrico ni de otras fuentes energéticas descarbonizadas. “Todo ello apunta a que una parte significativa del ajuste responde a destrucción de demanda y menor actividad industrial”, valora Carlos Reinoso.

La industria necesita medidas urgentes

La escalada de precios sitúa a la industria manufacturera española, especialmente a los sectores más intensivos en consumo de energía, en una situación crítica para competir en los mercados, amenazando la continuidad operativa de los centros de producción .

Es necesario recordar que los sectores productivos, si bien aportan directamente el 11,7% del PIB (sin considerar impuestos), generan el 32,1% del Valor Añadido Bruto de nuestra economía y el 45,2% del empleo considerando sus efectos indirectos e inducidos, siendo también responsable del 90% de las exportaciones.

Ante esta situación crítica, y dado que el Real Decreto-ley 25/2026 de 29 de septiembre de respuesta a la crisis en Oriente Medio, no incluyó ninguna de las propuestas solicitadas por la industria, ante el recrudecimiento de la situación, la Alianza por la Competitividad considera urgente e indispensable acometer medidas paliativas que puedan evitar cierres prolongados de producción y eventuales ajustes de empleo:

Adopción de medidas de apoyo a los costes soportados en factura por los consumidores industriales gasintensivos

Establecer un mecanismo de ayuda destinada a las empresas gasintensivas para la compensación de los costes adicionales debidos al aumento excepcional de los precios del gas, similares a las ayudas dispuestas tras la invasión de Ucrania. Dadas las limitaciones del Marco Temporal de Ayudas de Estado por la crisis de Oriente Próximo (METSAF) aprobado por la Comisión Europea el 29 de abril, y aprovechando el fin de su vigencia el próximo 31 de diciembre, es necesario que el Gobierno traslade de forma inmediata al Ejecutivo comunitario y en el seno del Consejo, la urgencia de prorrogar el METSAF, o marco equivalente, y modificar el detalle del marco hasta ahora vigente para

habilitar este mecanismo de compensación que mostró su eficacia en la etapa más intensa del conflicto de Ucrania.

La falta de respuesta que ante la situación actual están mostrando las autoridades comunitarias resulta completamente contradictoria con los aparentes objetivos prioritarios de proteger la competitividad industrial y la autonomía estratégica de la Unión Europea.

Reducción del tipo del Impuesto Especial Eléctrico (IEE) al mínimo permitido por la vigente normativa europea

Reactivar la reducción urgente de su tipo hasta el mínimo permitido por la normativa europea vigente (0,5%), sin vincular esta reducción a mecanismos automáticos que operan con retraso y no reflejan situaciones reales en la industria. Mantener el tipo reducido de forma estructural para el conjunto de la industria es necesario para proteger la competitividad de nuestro sector productivo.

Anticipar la reducción a cero del tipo del Impuesto sobre el Valor de la Producción de Energía Eléctrica (IVPEE)

Dada la crítica evolución del mercado eléctrico desde la aprobación del RDL 18/2026, se solicita anticipar la reducción al 0% desde el primero de enero de 2027, en lugar de la fecha prevista en el RDL (1/1/2028).

Reducción urgente de los sobrecostes ocasionados por Servicios de Ajuste

De acuerdo con el Observatorio del Coste de los Servicios de Operación del periodo 15-31 de octubre, la media de este coste se sitúa ya en 22,46€/MWh desde el inicio del año, con un valor acumulado de 4.570 millones de euros y una proyección de cerca de

5.400 millones hasta diciembre. Independiente de las soluciones tecnológicas, procedimientos de operación u otras que se habiliten o estén en curso para reducir este coste, deben aplicarse compensaciones parciales a la industria manufacturera, o bien trasladar las restricciones técnicas a peajes, tal y como está diseñado en la mayoría de los países de la Unión Europea a diferencia de España.

Prórroga de la reducción del 80% en peajes para electrointensivos más allá del 31 de diciembre de 2026

El Real Decreto Ley 7/26 establece la reducción del 80% hasta el próximo 31 de diciembre. Es necesario, al menos, establecer su continuidad durante el ejercicio 2027, pero considerar también su adopción estructural, en línea con los modelos de nuestros principales competidores en la UE, Alemania y Francia.

Incremento de la dotación presupuestaria de las ayudas para las compensaciones por CO2 indirecto hasta el máximo permitido por la normativa europea vigente

El mecanismo de compensación de costes de emisiones indirectas de gases de efecto invernadero (regulado por el RD 309/22) es esencial como herramienta para devolver a la industria parte del sobrecoste del CO2 emitido por el sector eléctrico que se repercute en la factura eléctrica. A pesar del esfuerzo realizado por el Ministerio de Industria en las últimas convocatorias (600 millones de euros), la dotación presupuestaria asignada no ha evolucionado al ritmo del número de potenciales beneficiarios de las ayudas, ni del potencial volumen de compensaciones a percibir que posibilitan las vigentes directrices europeas. Por ello, se propone incrementar el presupuesto hasta la intensidad máxima de ayuda permitida por el marco europeo mediante un aumento de la dotación presupuestaria prevista para la presente convocatoria de 2026. Asimismo, debe contemplarse la posibilidad de garantizar estructuralmente la percepción de estas compensaciones, tal y como sucede en los principales países de la UE con los que competimos.

Con todo ello, Reinoso advierte que “la industria española no puede afrontar en solitario un incremento de costes de esta magnitud mientras nuestros principales competidores europeos cuentan con mecanismos de apoyo más sólidos y permanentes. Es imprescindible actuar de manera inmediata para preservar la competitividad y la autonomía industrial de nuestro país".

Unesid insta al próximo Gobierno a impulsar medidas para proteger la competitividad del acero

Redacción — Fri, 06 Nov 2026 09:51:00 GMT

La Unión de Empresas Siderúrgicas (Unesid) ha solicitado al próximo Gobierno que surja de las elecciones generales del próximo 29 de noviembre que impulse diversas medidas con el objetivo de situar la competitividad de la industria siderúrgica en el centro de la agenda económica, energética e industrial de la próxima legislatura.

En un documento enviado a los responsables de la elaboración de los programas electorales y a los principales representantes de los partidos, la asociación ha trasladado las prioridades para reforzar la política industrial, garantizar una energía competitiva y frenar la competencia desleal.

En concreto, la organización reclama un compromiso estable con la industria siderúrgica, una política industrial coordinada entre ministerios y comunidades autónomas, y que toda nueva regulación incorpore una evaluación de su impacto sobre la competitividad industrial.

Asimismo, reclama una energía competitiva para la industria que permita alcanzar un coste eléctrico final competitivo, en el entorno de los 40 euros/MWh, mediante, entre otras medidas, la reducción permanente de peajes y cargos para la industria electrointensiva hasta el máximo permitido.

El futuro del acero

Desde Unesid también consideran importante asegurar el acceso de la industria a las redes eléctricas, ya que, sin acceso a la red, muchas inversiones industriales y proyectos de descarbonización no podrán materializarse.

La siderurgia europea está comprometida con la neutralidad climática, pero compite con productores de terceros países que no soportan obligaciones ambientales equivalentes. Así, pide al futuro Gobierno descarbonizar sin desindustrializar mediante unas políticas climáticas que protejan la producción europea, al tiempo que reclama crear demanda para el acero producido en Europa.

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Además, la organización señala que la siderurgia europea se enfrenta a una sobrecapacidad mundial de acero superior a 640 millones de toneladas, agravada por las subvenciones públicas y las distorsiones de mercado en terceros países. Por ello, insta a combatir la sobrecapacidad mundial y reforzar la defensa comercial frente a la competencia desleal.

Por último, Unesid pide al próximo Ejecutivo que impulse la inversión, la innovación y la transformación industrial, refuerce la economía circular y el acceso a materias primas estratégicas, apueste por el empleo industrial, el talento y la estabilidad regulatoria, mediante un marco laboral estable y previsible.

Asimismo, solicita integrar el control aduanero en España, puesto que, a juicio de Unesid, cada vez más normas ambientales y comerciales requieren vigilancia aduanera para su correcta implantación.

El mayor parque solar de Ecuador inicia operación con inversión de 50 millones de dólares

Redacción — Fri, 06 Nov 2026 09:45:00 GMT

El mayor parque solar de Ecuador, con una potencia instalada de 82 megavatios pico (MWp) y una inversión privada de 50 millones, inició sus operaciones comerciales en la provincia costera de Santa Elena, según ha informado el Ministerio de Ambiente y Energía.

El parque fotovoltaico Faro de San Marco, desarrollado por la empresa Lighthouse, cuenta con más de 105.000 paneles solares bifaciales, capaces de captar radiación solar por ambas caras, distribuidos en una superficie de 122 hectáreas.

En el comunicado, el Ministerio destacó que la infraestructura está destinada para abastecer eléctricamente al sector productivo de la provincia, y permitirá evitar la emisión de unas 41.000 toneladas de dióxido de carbono al año. En su fase inicial abastecerá a empresas que operan en la zona.

El proyecto solar para Ecuador

La intención, según detalló la cartera de Estado, fue "promover la inversión privada como un aliado estratégico para ampliar la generación eléctrica con fuentes limpias. Esta gestión busca diversificar la matriz eléctrica, mejorar la competitividad y respaldar las actividades productivas que generan empleo".

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Ecuador depende principalmente de la generación hidroeléctrica, una circunstancia que puso de manifiesto la vulnerabilidad del sistema durante los apagones de 2024, donde algunos llegaron a durar más de doce horas.

Drones ucranianos atacan una refinería en el sur de Rusia

Redacción — Fri, 06 Nov 2026 09:37:00 GMT

Drones ucranianos han atacado una refinería en la región rusa de Krasnodar, bañada por el Mar Negro, informaron canales de Telegram.

Según Astra, la refinería Afipski fue golpeada durante la noche por aparatos no tripulados enemigos, aunque las autoridades no han confirmado daños en las instalaciones.

Mientras testigos oculares dicen haber visto columnas de humo, el gobierno regional únicamente informó sobre un incendio en una de las empresas de la zona debido a la caída de fragmentos de drones.

En la refinería, que ha sido atacada en varias ocasiones en los últimos meses, no se produjeron heridos, según fuentes oficiales.

Los ataques entre Ucrania y Rusia a las refinerías

Ucrania reanudó la pasada semana los ataques contra las refinerías rusas después de cesar los bombardeos durante unos diez días ante la insistencia del presidente de EEUU, Donald Trump.

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El ejército ucraniano quiere limitar la capacidad de procesamiento de Rusia con el fin de que sea incapaz de incumplir el acuerdo de exportación de diésel sellado entre Trump y el presidente ruso, Vladímir Putin.

Según medios rusos y occidentales, al menos dos petroleros rusos que se dirigían a EEUU modificaron su rumbo tras la derrota del partido republicano en las elecciones legislativas.

VÍDEO| Prueba del BYD Dolphin G DM-i Comfort: el híbrido enchufable que ha creado su propia categoría

Karam El Shenawy — Fri, 06 Nov 2026 07:47:00 GMT

El segmento de los utilitarios no ha evolucionado al mismo ritmo que otras categorías del mercado. Mientras los SUV han incorporado prácticamente todas las posibilidades de electrificación disponibles, los coches de alrededor de cuatro metros han seguido dependiendo principalmente de la gasolina, los sistemas híbridos convencionales o, en menor medida, de versiones completamente eléctricas. Renault ofrece el Clio E-Tech full hybrid (prueba), Toyota lleva años explotando la fórmula del Yaris Hybrid, Peugeot y Opel han recurrido a la hibridación de 48 voltios para 208 (contacto) y Corsa (contacto) y el SEAT Ibiza continúa apoyándose (de momento) en los motores de combustión.

En este contexto, ha tenido que llegar una marca china como BYD para revolucionarla y otorgarle de más chispa. El responsable, el Dolphin G DM-i que protagoniza esta prueba y que se encarga de abrir una vía jamás vista anteriormente. Porque en lugar de adaptar una solución ya conocida, ha introducido un híbrido enchufable en pleno segmento B y, encima, lo ha hecho con una batería lo suficientemente capaz para que el uso eléctrico no quede reducido a unos pocos kilómetros.

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Ese planteamiento hace que su comparación con los rivales resulte algo particular. Por tamaño, compite ante nombres icónicos pero ninguno ofrece actualmente una combinación equivalente de etiqueta CERO, autonomía eléctrica de más de tres cifras y un motor de gasolina preparado para seguir viajando cuando se termina la batería. Un argumento que tampoco es nuevo para BYD porque la firma china hizo algo parecido con el Atto 2 DM-i (prueba), modelo que hoy por hoy se coloca como el líder destacado de esta categoría con enchufe. El Dolphin G introduce además en Europa la evolución DM 5.0, que refina una arquitectura diseñada para utilizar el motor eléctrico como principal fuente de tracción durante la mayor parte del tiempo.

Sin pretensiones estéticas

El Dolphin G mide 4,16 metros de longitud, 1,82 de anchura y 1,57 de altura. No es especialmente pequeño para los estándares actuales del segmento B, pero sigue siendo suficientemente compacto para moverse con soltura por ciudad. Unas proporciones que resultan ciertamente peculiares, pues es más ancho y alto que muchos de sus competidores, logrando esa sensación de mayor tamaño cuando se contempla desde fuera para, luego, comprobar que tiene una incidencia positiva dentro, donde hay mucho espacio aprovechable.

BYD tampoco ha intentado hacer del diseño su principal reclamo y sigue los mismos trazos vistos en el Dolphin eléctrico (prueba). El frontal resulta bastante limpio, unas ópticas estilizadas y un morro completamente carenado, mientras que el lateral incorpora una línea ascendente que rompe visualmente el volumen de la carrocería al tiempo que en la zaga aparece la habitual franja luminosa que recorre prácticamente toda la anchura.

No tiene la personalidad visual de un Peugeot 208 ni resulta tan reconocible a primera vista como un Ibiza, pero tampoco hay recursos excesivamente forzados. Eso sí, el tono Orange Sunset disponible de serie consigue darle bastante más presencia visual que el Oxford White de nuestra unidad, al tiempo que las llantas varían entre 16 y 18 pulgadas según acabado siendo las segundas las que mejor encajan con las proporciones de la carrocería.

Una pantalla que sigue mandando

El puesto de conducción mantiene la elegancia y disposición propia de los BYD, aunque la marca ha ido abandonando algunas de las soluciones más llamativas de sus primeros modelos europeos como el giro de la pantalla central y aquí encontramos un salpicadero sencillo, con líneas horizontales y una consola central bastante despejada gracias a que el selector de marcha se ha trasladado a la columna de dirección.

Frente al conductor se halla una instrumentación digital de 8,8 pulgadas. Cumple correctamente y muestra la información con claridad, aunque resulta pequeña frente a lo que ofrecen otros coches actuales e incluso frente al tamaño de la pantalla multimedia situada a su lado y que varía en función del acabado.

Porque a partir del Boost, el monitor central crece hasta las 12,8 pulgadas e incorpora Apple CarPlay y Android Auto. La integración de los servicios de Google aparece en los acabados superiores, con Google Maps y Google Assistant directamente integrados en el sistema. La respuesta de la pantalla es rápida y los menús están mejor organizados que en algunos BYD anteriores, aunque todavía hay demasiadas funciones concentradas dentro del sistema multimedia.

Se agradece que sobrevivan algunos (pocos) mandos físicos para tareas como el desempañado o la selección de los modos de conducción porque reducen la necesidad de apartar la vista de la carretera. Desde el Boost se ofrece además una dotación elevada para su precio, con tapicería de cuero vegano, asientos delanteros calefactados y volante calefactable, mientras que el Comfort aparecen elementos poco habituales en un segmento B, como la cámara de 360 grados, Head-Up Display, techo panorámico o una mayor integración digital.

En cuanto a la calidad podríamos decir que hay luces y sombras. Los ajustes transmiten solidez y las zonas principales están bien resueltas, pero siguen existiendo plásticos duros que recuerdan que estamos ante un utilitario que, lógicamente, no pretende aparentar ser un coche premium.

Más grande de lo que parece

Como decíamos antes, las dimensiones exteriores no solo le sitúan en una posición elevada en la categoría, sino que son extremadamente beneficiosas para ofrecer un habitáculo amplio. A ellas se une una batalla de 2,61 metros, lo que implica ser, por ejemplo, cinco centímetros más que un Ibiza. Una cota que deja notar especialmente en las plazas traseras. Ahí, dos adultos pueden viajar sin problemas y el espacio disponible para las piernas recuerda más al de algunos compactos que al de un segmento B. La altura también es buena y el suelo prácticamente plano facilita utilizar la plaza central en desplazamientos puntuales.

Tres adultos seguirán viajando justos en anchura, como ocurre prácticamente en cualquier coche de estas dimensiones, pero BYD ha conseguido aprovechar especialmente bien los centímetros disponibles. Hay además salidas de ventilación posteriores y conexiones USB-C, dos detalles que todavía no son universales entre sus rivales.

El otro argumento importante aparece al abrir el portón. 425 litros de maletero son muchos en 4,16 metros. Un Ibiza se queda alrededor de 355 litros y un Peugeot 208 ofrece unos 352, mientras que el Clio supera por poco los 300 litros dependiendo de la motorización. Cierto es que en dicha capacidad se añade el volumen de un compartimento inferior colocado bajo el piso de unos 45 litros pero supone ser extremadamente amplio para su tamaño.

En caso de requerir más espacio, el volumen puede aumentar hasta los 1.225 litros con la segunda fila abatida. La boca de carga queda algo elevada y las formas interiores podrían ser algo más regulares, pero el volumen disponible permite plantear el Dolphin G como único coche familiar con mucha más facilidad que otros utilitarios.

El motor: su punto diferenciador

Entrando de lleno en el apartado mecánica es, lógicamente, el apartado que realmente separa al Dolphin G DM-i de sus principales competidores. BYD utiliza un motor atmosférico de gasolina de cuatro cilindros y 1,5 litros, desarrollado específicamente para esta quinta generación de la tecnología Dual Mode. Entrega 95 CV, trabaja con una elevada relación de compresión de 16:1 y adopta diferentes medidas para reducir pérdidas mecánicas y mejorar su eficiencia térmica. Pero este bloque no es el protagonista habitual dentro de la conducción.

Junto a él aparece un motor eléctrico delantero que desarrolla 163 CV y 210 Nm, siendo el responsable de mover las ruedas durante buena parte del tiempo. El bloque térmico puede permanecer completamente apagado, arrancar para producir electricidad mediante el generador o, cuando velocidad y demanda energética lo hacen más eficiente, conectarse también a la transmisión y participar directamente en la propulsión.

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El sistema no funciona, por tanto, como un híbrido enchufable convencional en el que simplemente se añaden un motor eléctrico y una batería a una transmisión térmica. La prioridad es eléctrica y el gasolina asume diferentes funciones en función de las condiciones de conducción. La potencia conjunta alcanza los 212 CV en las versiones Boost, Comfort y Sport, mientras que el Active se queda en 176 CV y se asocia a una batería de menor capacidad.

Eléctrico para el día a día; híbrido para viajar

Porque el Dolphin G puede combinarse con dos baterías, ambas Blade Battery con una química LFP. El Active, como decíamos, incorpora la más pequeña al disponer de 7,42 kWh, lo que le permite homologar 40 kilómetros en modo eléctrico. Es, por tanto, la versión destinada a conseguir rebajar el precio ya que por rango pierde bastante su condición de enchufable, si bien puede ser igualmente considerada para un día a día determinado.

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Es a partir del Boost cuando comienza a marcar las diferencias porque ya propone un acumulador de 18,3 kWh, con el que puede llegar a homologar hasta 105 kilómetros eléctricos en ciclo combinado WLTP y lograr una autonomía conjunta de hasta 1.040 kilómetros. En nuestra utilización real no hemos llegado a esos 105 kilómetros, pero tampoco se queda demasiado lejos para el uso que cabe esperar de un PHEV. Dependiendo del recorrido y del ritmo, hemos conseguido movernos aproximadamente entre 75 y 85 kilómetros reales en modo eléctrico.

Eso permite cubrir sin gasolina una jornada completa para muchísimos conductores. Con 40, 50 o incluso 60 kilómetros diarios y un punto de carga doméstico, el Dolphin G puede utilizarse durante la semana prácticamente como un eléctrico y reservar el motor térmico para los viajes. Esa es la diferencia más visible frente a un Clio E-Tech, un Yaris Hybrid o los sistemas híbridos de 48 voltios del 208 y del Corsa que si bien reducen el consumo sin necesidad de cargar, no permiten elegir recorrer decenas de kilómetros utilizando exclusivamente electricidad.

Suave hasta que se demanda aceleración

La consecuencia directa de esa arquitectura se percibe desde los primeros metros. En ciudad, el Dolphin G se mueve como un eléctrico. Arranca en silencio, responde inmediatamente al acelerador y no existen cambios de marcha que interrumpan la entrega de potencia. La sensación continúa incluso cuando el motor de gasolina entra en funcionamiento con poca demanda. En muchas ocasiones cuesta saber si está encendido porque trabaja únicamente como generador y queda bastante bien aislado del habitáculo.

El coche resulta agradable en ese escenario. La dirección tiene bastante asistencia y no transmite demasiada información, pero facilita las maniobras y encaja con un automóvil pensado principalmente para un uso cotidiano. La suspensión también prioriza el confort, aunque controla correctamente la carrocería cuando aumenta el ritmo y evita ese balanceo excesivo que todavía encontramos en algunos modelos chinos.

No es un coche concebido para disfrutar especialmente en una carretera secundaria. Un Ibiza conserva una dirección más natural y el chasis del Peugeot 208 aporta mayor precisión, pero el BYD se comporta de manera segura y predecible y ha mejorado claramente frente al tacto de algunos de los primeros coches de la marca que llegaron a Europa. Los 212 CV tampoco se perciben siempre como cabría esperar de esa cifra. El 0 a 100 km/h se resuelve en 8,3 segundos, una prestación correcta, pero nada espectacular, y durante una aceleración intensa el sistema necesita gestionar cómo participan el motor eléctrico y el térmico.

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Con poca batería o cuando afrontamos una pendiente pronunciada aparece además su principal defecto dinámico. El gasolina puede subir bastante de régimen para generar la electricidad necesaria y mantenerlo durante varios segundos, creando una cierta desconexión entre la velocidad del coche y el sonido del motor. No genera tirones y la transición entre modos sigue siendo suave, pero el ruido resulta más perceptible precisamente porque durante el resto del tiempo el habitáculo es muy silencioso. En ciudad prácticamente no afecta a la experiencia; viajando por autopista o en carreteras de montaña se hace bastante más evidente.

Un mechero rodante

Un híbrido enchufable no puede evaluarse únicamente con la batería cargada. Con energía eléctrica disponible cualquier PHEV puede anunciar cifras de combustible muy pequeñas, por lo que el dato verdaderamente interesante aparece cuando se termina la autonomía eléctrica. BYD declara aproximadamente 4,5 l/100 km con la batería de mayor capacidad en un nivel bajo de carga. En nuestra prueba, combinando ciudad, carretera secundaria y autopista, nos hemos movido alrededor de 5,5 l/100 km e incluso hemos marcado hasta 5,2 l/100 km. Es una cifra especialmente interesante teniendo en cuenta el peso adicional del sistema enchufable y sus 212 CV.

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El sistema sigue conservando siempre una pequeña reserva energética y aprovecha cada desaceleración para recuperar energía. El gasolina puede además trabajar en su zona de mayor rendimiento para alimentar el motor eléctrico, en lugar de tener que responder continuamente a las variaciones del acelerador. El resultado ha sido una autonomía combinada real superior a 900 kilómetros con la batería y el depósito de 42 litros. No hemos alcanzado los 1.040 kilómetros homologados, pero sí una distancia suficiente para realizar viajes largos sin tener que organizar las paradas alrededor de un cargador.

Ese comportamiento con poca batería es uno de los puntos más importantes del Dolphin G. Hay híbridos enchufables muy eficientes mientras se cargan a diario pero que elevan notablemente el consumo cuando funcionan únicamente con gasolina. Aquí el sistema DM-i mantiene cifras próximas a las de un buen híbrido autorrecargable.

Incluso dispone de carga rápida

El apartado de la carga también merece una explicación, pues mientras que el Active admite 3,3 kW en corriente alterna, el Boost, Comfort y Sport aumentan a 6,6 kW, suficiente para recuperar prácticamente toda la batería en unas tres horas. Pero además, las versiones con 18,3 kWh permiten cargar en corriente continua a 39 kW. Una cifra que sobre el papel parece modesta comparada con la de un eléctrico, pero sigue siendo una cualidad poco habitual entre los híbridos enchufables.

Es evidente que en el día a día no tiene demasiado sentido buscar cargadores rápidos con una batería de este tamaño, pero sí puede resultar útil durante un viaje para recuperar autonomía eléctrica durante una parada corta, de 26 minutos para pasar del 10 al 80%. A eso se suma la función bidireccional Vehicle-to-Load de hasta 3,3 kW, con la que la batería puede alimentar dispositivos externos. Es otro elemento prácticamente inexistente entre sus competidores tradicionales y amplía bastante las posibilidades del sistema eléctrico.

El precio, su remate final

El Dolphin G DM-i no llega para sustituir al Clio, al Ibiza, al 208 o al Corsa con la misma receta. Llega ofreciendo una que ninguno de ellos tiene y esa diferencia puede acabar siendo mucho más importante que su potencia. Evidentemente la comparación no puede hacerse con otro híbrido enchufable porque, sencillamente, no existe actualmente un rival equivalente entre los utilitarios de cinco puertas. Por eso la mayor virtud del Dolphin G no consiste únicamente en ser barato.

La gama arranca con un Active de 25.200 euros de precio de lista, seguido del Boost por 28.200 euros, el Comfort por 29.700 y el Sport por 30.700 euros. Ahora bien, aplicando descuentos y ayudas, estas tarifas se rebajan a los 24.120 euros del Active y los 21.320 euros cuando se incorporan también financiación y cesión del CAE, mientras que el Boost se queda en 24.120 euros y el Comfort en 25.525 euros. Sin embargo, BYD puede rebajarlas todavía durante este mes de noviembre ya que anuncia un precio de acceso desde 16.675 euros para el Active.

BYD ha conseguido meter en 4,16 metros una combinación que hasta ahora no estaba disponible en esta parte del mercado. Si se dispone de dónde cargar, puede funcionar durante buena parte de la semana como un eléctrico; cuando toca viajar mantiene consumos cercanos a los de un híbrido convencional y permite superar los 900 kilómetros sin preocuparse por encontrar un enchufe.

Galería de imágenes del BYD Dolphin G DM-i

El coche eléctrico, mucho más que movilidad

Jordi Jené — Fri, 06 Nov 2026 07:36:00 GMT

La conversación sobre el coche eléctrico sigue girando en gran medida alrededor de la autonomía, la disponibilidad de puntos de recarga y la velocidad de carga. Son cuestiones importantes, pero a medida que aumenta el número de vehículos eléctricos aparece otra pregunta igual de relevante: no solo cuánta electricidad van a necesitar, sino cuándo van a consumirla. Porque electrificar el transporte no consiste simplemente en sustituir millones de depósitos de combustible por millones de baterías conectadas a la red. También supone incorporar al hogar uno de sus mayores consumos eléctricos y, al mismo tiempo, uno de los que más capacidad tiene para adaptarse.

Esa flexibilidad nace de una realidad muy sencilla: un coche pasa muchas más horas aparcado que circulando. Si un conductor llega a casa a las siete de la tarde y no vuelve a utilizar su vehículo hasta las siete de la mañana, dispone de doce horas para recuperar la energía que necesita. Lo importante para él no es que la carga empiece inmediatamente, sino encontrar el coche preparado cuando vuelva a necesitarlo. Ese margen permite elegir las horas más convenientes para cargar, reduciendo el coste para el usuario y evitando concentrar una nueva demanda eléctrica precisamente en los momentos en los que el consumo doméstico ya es elevado.

Ahí está uno de los grandes cambios que puede introducir el vehículo eléctrico en nuestra relación con la energía. Hasta ahora, llenar el depósito era una acción puntual: acudíamos a una gasolinera, repostábamos y pagábamos un precio determinado. Con el coche eléctrico, la energía pasa a formar parte del ecosistema energético de la vivienda y aparece la posibilidad de decidir cómo y cuándo consumirla. La recarga deja de ser únicamente una necesidad asociada a la movilidad y se convierte también en un consumo que puede gestionarse para aprovechar mejor el precio de la electricidad y la disponibilidad de energía renovable.

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Coche y paneles, mejor aún

La diferencia puede ser todavía mayor en una vivienda con placas solares, una batería doméstica u otros equipos eléctricos. En ese contexto, el coche no debería funcionar como un elemento independiente, sino como una pieza más de un conjunto que comparte la misma energía. En determinados momentos puede ser más conveniente utilizar directamente la producción solar, en otros almacenarla y en otros destinarla a cargar el vehículo. Gestionar estos activos de manera coordinada permite aprovechar mejor la electricidad producida en casa y reducir la necesidad de comprarla de la red en las horas menos favorables.

Pero disponer de más posibilidades no debería significar trasladar más decisiones al consumidor. Nadie quiere llegar a casa y ponerse a calcular si conviene cargar el coche, guardar energía en la batería o esperar unas horas porque el precio de la electricidad va a bajar. La tecnología debería encargarse precisamente de esa complejidad. El usuario solo necesita decidir qué quiere, por ejemplo, tener el vehículo al 80% a las siete de la mañana, y la gestión energética del hogar debería encontrar la forma más eficiente de conseguirlo respetando siempre sus necesidades.

Esta es una diferencia importante entre tener activos energéticos y sacarles realmente partido. Instalar placas solares, una batería o un cargador para el coche amplía las posibilidades del hogar, pero el valor no está únicamente en disponer de esos equipos. Está en conseguir que trabajen de manera coordinada y que sean capaces de responder a factores que cambian constantemente, como la producción solar, el consumo de la vivienda o el precio de la electricidad. Cuando esa gestión se automatiza, la tecnología deja de ser una capa adicional de complejidad y se convierte en una herramienta de ahorro y control para el consumidor.

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Flexibilidad a la red

Además, gestionar mejor la recarga no beneficia únicamente al propietario del vehículo. Si millones de coches comenzaran a cargar automáticamente al llegar a casa al final de la tarde, estaríamos añadiendo una nueva demanda considerable justo en unas horas en las que muchos hogares ya concentran buena parte de su consumo. Si esos mismos vehículos pueden distribuir la carga durante las horas que permanecen estacionados, el impacto es muy distinto. La misma cantidad de electricidad permite cubrir las mismas necesidades de movilidad, pero se utiliza de una forma mucho más eficiente para el consumidor y para el conjunto del sistema.

Esta capacidad para adaptar el consumo está adquiriendo además un nuevo valor en España. El mercado de capacidad aprobado en 2026 reconoce que garantizar un sistema eléctrico sólido no depende únicamente de disponer de suficiente generación, sino también de contar con almacenamiento y con una demanda capaz de adaptarse. El nuevo marco permite la participación de consumidores y agregadores de demanda, de modo que pequeños consumos que individualmente tendrían poca relevancia puedan agruparse y aportar conjuntamente flexibilidad al sistema.

Para un propietario de un vehículo eléctrico, esto no significa que mañana vaya a recibir dinero simplemente por enchufar su coche. Significa algo más estructural: la capacidad de adaptar cuándo consume electricidad empieza a ser reconocida como un recurso con valor. Un solo vehículo retrasando unas horas su recarga apenas modifica el funcionamiento del sistema, pero miles de coches actuando de forma coordinada pueden desplazar una cantidad relevante de consumo fuera de los momentos de mayor presión. La agregación permite precisamente convertir muchas pequeñas decisiones individuales en una capacidad suficientemente grande como para tener relevancia en el mercado energético.

Gestión inteligente

Esto abre una perspectiva interesante para el consumidor. El primer beneficio de gestionar inteligentemente un vehículo eléctrico es inmediato: intentar cargar cuando la electricidad resulte más conveniente y aprovechar mejor la energía disponible en el hogar. Pero, a medida que se desarrollen los nuevos mecanismos de agregación y flexibilidad, puede aparecer una segunda fuente de valor: que la capacidad del usuario para adaptar determinados consumos contribuya al funcionamiento del sistema y pueda ser remunerada. El ahorro ya no dependería únicamente de consumir menos, sino también de consumir mejor.

El crecimiento del vehículo eléctrico aumentará la demanda de electricidad, pero no tiene por qué concentrarla en las mismas horas. Ahí está una de sus grandes ventajas: buena parte de la recarga puede desplazarse sin afectar al conductor. El reto no es solo preparar la red para más coches eléctricos, sino conseguir que esos coches carguen de una forma más eficiente.

España parte además de una posición especialmente favorable, con una producción renovable y un autoconsumo en crecimiento. Cuanta más energía solar y eólica tengamos, más importante será aprovecharla cuando está disponible. El vehículo eléctrico puede ayudar precisamente a conectar esos dos mundos: una movilidad cada vez más electrificada y una energía cada vez más renovable.

Por eso, el próximo salto del coche eléctrico no estará únicamente en aumentar la autonomía o reducir los tiempos de carga. Estará también en integrarlo mejor en la energía del hogar para que el consumidor pueda cargar cuando más le convenga, aprovechar mejor su propia electricidad y reducir costes. No se trata solo de cargar más rápido, sino de cargar mejor.

Jordi Jené es country manager de Frank Energy en España

Engie prevé cerrar 2026 en la parte alta de sus previsiones y amplía las negociaciones nucleares con Bélgica

José Javier Ruiz — Fri, 06 Nov 2026 07:24:00 GMT

El grupo energético Engie ha mejorado sus perspectivas para 2026 y espera situar el beneficio neto en la parte alta de su rango de previsiones, comprendido entre los 4.900 y los 5.500 millones de euros. También prevé que el beneficio operativo, excluido el negocio nuclear, alcance la parte alta de la horquilla estimada, de entre 9.200 y 10.200 millones de euros. Ambos objetivos fueron revisados por ultima vez al alza en la presentación de resultados del primer semestre el pasado mes de julio.

En materia de endeudamiento, Engie reiteró su compromiso de mantener una sólida calificación crediticia de grado de inversión y un ratio de deuda neta económica sobre EBITDA igual o inferior a 4 veces a largo plazo.

"Tenemos opcionalidad y flexibilidad para asignar capital", señaló Catherine MacGregor, consejera delegada de Engie. Durante el periodo, la inversión neta de crecimiento —sin incluir la adquisición de UK Power Networks (UKPN)— ascendió a 4.800 millones de euros, de los que más del 90% se destinaron a las actividades de energías renovables, flexibilidad energética e infraestructuras. A esta cifra se suma la compra de UKPN, valorada en 19.100 millones de euros, que se incorporó al grupo a partir de mayo.

Engie refuerza la cobertura

La dirección de Engie puso el foco en la resistencia del grupo frente a los factores macroeconómicos, una de las principales inquietudes de los inversores. McGregor destacó que el 78% de la deuda total está referenciada a tipos de interés fijos y, por tanto, protegida a los vaivenes de la rentabilidad de los bonos.

La compañía también cuenta con una cartera creciente de contratos de compraventa de energía (PPA) a precio estable a largo plazo. En los nueve primeros meses de 2026 firmó acuerdos por 3,2 GW, de los que 0,8 GW correspondieron al tercer trimestre.

Los datos de cobertura de producción muestran, por un lado, la alta visibilidad de sus ingresos a largo plazo, y por otro lado, las limitaciones que tiene el grupo para aprovechar un escenario de precios más volátil a corto plazo. Engie elevó la cobertura de su producción nuclear e hidráulica para 2027 hasta el 67%, frente al 57% del trimestre anterior. Esta posición le permitió asegurar un precio medio de 65 euros por megavatio hora, cuatro euros más que en el periodo previo.

Para 2028, la cobertura aumentó hasta el 39%, desde el 31% anterior, con un precio medio de 58 euros por MWh, sin variaciones respecto al trimestre precedente. La evolución responde a la estructura de backwardation de la curva de precios del mercado francés, que limita las oportunidades de asegurar precios más elevados para los años siguientes.

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Bélgica y Engie amplían un mes las negociaciones sobre los activos nucleares

El Estado belga, Engie y su filial Electrabel acordaron el 4 de noviembre de 2026 prorrogar hasta el 12 de diciembre el plazo para formalizar los términos principales (Heads of Terms) de la adquisición de sus actividades nucleares por parte del Estado. El acuerdo se enmarca en la carta de intenciones firmada el 29 de abril de 2026.

Las partes justificaron la ampliación del plazo por la complejidad y la dimensión de la operación, que requieren más tiempo para continuar las conversaciones. Según la consejera delegada, los contactos mantenidos durante los últimos meses han permitido avanzar y mejorar el entendimiento mutuo sobre las cuestiones planteadas.

Sin embargo, siguen existiendo diferencias significativas, especialmente en la valoración de la obligación de desmantelamiento de los activos nucleares a futuro. Por este motivo, ambas partes han decidido disponer de un mes adicional para tratar de acercar sus posiciones antes de cerrar los términos principales de la operación.

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Las provisiones nucleares se mantendrían estables en 2026

Engie también explicó cómo actualizará el cálculo de sus obligaciones nucleares en Bélgica con motivo del cierre de las cuentas anuales de 2026. De acuerdo con las normas internacionales de información financiera (NIIF), el grupo revisará su mejor estimación de los compromisos que siguen bajo su responsabilidad tras los acuerdos Phoenix.

La evaluación tomará como referencia estimaciones de costes en gran medida coherentes con las resultantes del proceso de revisión realizado junto a la ONDRAF y la CPN. No obstante, Engie incorporará las hipótesis adecuadas para reflejar la realidad económica de sus obligaciones y determinar la mejor estimación posible.

Entre los parámetros que se tendrán en cuenta figuran el margen destinado a cubrir contingencias y la tasa de descuento nominal, actualmente en el 3% para provisiones relacionadas con el ciclo del combustible nuclear y el 2,5% para provisiones relacionadas con el desmantelamiento de las instalaciones. Considerando que la rentabilidad del bono a 30 años francés cotiza actualmente a 5,27% nominal, el grupo tiene margen para actualizar las tasas, incluso con una hipótesis de 2% de inflación anual a largo plazo.

Con estos criterios, la compañía espera que las provisiones nucleares en Bélgica recogidas en sus cuentas consolidadas a cierre de 2026 se mantengan estables respecto a los 8.600 millones de euros registrados a finales de 2025. Esta estimación no prejuzga el dictamen que la CPN pueda emitir y Engie señala que ese eventual pronunciamiento no alteraría la estimación que el grupo prevé mantener en sus cuentas consolidadas.

La crisis de Ormuz disparará el desarrollo de renovables a 4.800 GW en los próximos años a pesar del bajón chino

Ramón Roca — Fri, 06 Nov 2026 07:16:00 GMT

Lo que no consiga Trump... Las elecciones Midterms han dado un fuerte varapalo al presidente estadounidense por encarecer tanto la energía estadounidense tras los ataques a Irán y el cierre de Ormuz. Lo que no debió ver es que su ataque ha tenido consecuencias en el mundo, y no es otra que desarrollar más renovables en busca de energía más autóctona y barata.

Según el último informe de la AIE, las energías renovables, que ya se expandían a un ritmo récord antes de la actual crisis energética, experimentarán un fuerte crecimiento en un mayor número de países de todo el mundo en los próximos años, a medida que los gobiernos busquen reforzar la seguridad energética y reducir su dependencia de los combustibles importados y la volatilidad de los precios .

El informe anual de la AIE sobre el sector, titulado Renewables 2026, prevé que la capacidad global de energía renovable aumente en casi 4.800 gigavatios (GW) entre 2026 y 2031, casi un 60% más que en el semestre anterior. Se espera que la energía solar fotovoltaica represente más de las tres cuartas partes del crecimiento de la capacidad global de energía renovable hasta 2031, seguida de la energía eólica terrestre.

Preocupación por la seguridad energética

En medio de perturbaciones sin precedentes en los mercados energéticos mundiales desde el estallido de la guerra con Irán a finales de febrero, un mayor apoyo político y una creciente preocupación por la seguridad energética están impulsando un despliegue más rápido de energías renovables en India, el sudeste asiático, África y Oriente Medio. Por primera vez, se prevé que la cantidad de capacidad de energía renovable añadida en las economías emergentes y en desarrollo fuera de China iguale la cantidad añadida en las economías avanzadas durante el período de pronóstico.

China seguirá siendo el principal contribuyente al aumento global de la capacidad de energía renovable, pero su participación disminuirá de más del 60% en 2025 a un promedio del 53% durante el período de pronóstico, debido a cambios en sus políticas de energía renovable. India se está consolidando como el segundo mercado de mayor crecimiento a nivel mundial, con una capacidad total de energía renovable que se duplicará con creces para 2031. El crecimiento también se observa en el sudeste asiático, Oriente Medio y el norte de África, y el África subsahariana. En estas regiones, se prevé que la cantidad de capacidad renovable añadida en el período 2026-2031 casi se triplique en comparación con el período de seis años anterior.

“Anteriormente, la prioridad política para el crecimiento de las energías renovables era la preocupación por el medio ambiente, y la disminución de sus costes las convirtió en una opción competitiva en muchos mercados. Sin embargo, hoy en día, es principalmente la seguridad energética la que impulsa la expansión de las energías renovables, a medida que más países buscan reducir su dependencia de los combustibles importados”, declaró el director ejecutivo de la AIE, Fatih Birol .

“El nuevo capítulo del crecimiento de las energías renovables es verdaderamente global, ya que su despliegue se extiende mucho más allá de los principales mercados, llegando a todos los rincones del mundo. Esto las convierte en un pilar fundamental del sector energético mundial. Actualmente, representan un tercio de la generación mundial de electricidad; en los próximos cinco años, se acercarán a la mitad”.

Más autoconsumo

El aumento en la incorporación de energías renovables no solo se debe a las grandes instalaciones de empresas de servicios públicos y desarrolladores, sino que también está impulsado directamente por los consumidores en muchos países. Ante los altos precios del combustible y la inestabilidad del suministro eléctrico en algunos mercados, los hogares y las pequeñas empresas de todo el mundo recurren cada vez más a sistemas solares fotovoltaicos en tejados, más asequibles y de rápida instalación. Según el informe, estas instalaciones a pequeña escala ya han contribuido a mejorar el servicio eléctrico de unos 70 millones de hogares en todo el mundo.

El informe prevé que el uso de energías renovables para el transporte aumentará en más del 60% para 2031, momento en el que cubrirá el 6 % de la demanda energética mundial del sector. La electricidad renovable utilizada por los vehículos eléctricos representa alrededor del 45% de este incremento, mientras que los biocombustibles constituyen la segunda mayor contribución. Como respuesta inmediata a los altos precios del combustible y a los problemas de disponibilidad, varios países, especialmente en el sudeste asiático y América Latina, han elevado los requisitos de mezcla, que establecen la proporción mínima de biocombustibles que debe añadirse a la gasolina o al diésel que se vende en las gasolineras. Nuestra previsión para los biocombustibles se ha revisado al alza en un 40 % con respecto al informe del año pasado.

El informe también destaca la importancia de contar con cadenas de suministro seguras y diversificadas a medida que las energías renovables adquieren mayor protagonismo en los sistemas energéticos mundiales. India se perfila como una importante fuente alternativa de suministro, y se prevé que su participación en la fabricación mundial de módulos solares fotovoltaicos casi se duplique, alcanzando el 17% en los próximos cinco años, lo que contribuirá a diversificar un mercado que sigue estando altamente concentrado.

Redes y baterías

A medida que la energía solar fotovoltaica y la eólica continúan expandiéndose rápidamente en todo el mundo, mejorar la flexibilidad del sistema eléctrico se vuelve crucial para la seguridad energética, ofreciendo nuevas oportunidades en el proceso. La máxima prioridad es que los países garanticen que la inversión en redes eléctricas se mantenga al ritmo del crecimiento de la capacidad de energías renovables. Esto debe complementarse con reformas para acelerar la conexión de nuevas instalaciones de energía renovable a las redes eléctricas. La cantidad de proyectos avanzados de energía renovable y almacenamiento que esperan conexión a la red en todo el mundo aumentó un 60% durante el último año, alcanzando los 3000 GW, cuatro veces la capacidad eólica y solar fotovoltaica conectada a la red el año pasado.

Mientras tanto, el despliegue de sistemas de almacenamiento de energía en baterías se ha acelerado en muchos países, ofreciendo una vía importante para aumentar rápidamente la flexibilidad de los sistemas eléctricos. Las medidas para flexibilizar la demanda de electricidad son igualmente importantes y pueden implementarse con rapidez. Las tecnologías digitales, incluida la inteligencia artificial, pueden ayudar a desplazar la demanda hacia los periodos en que el suministro de energía renovable es abundante, permitiendo un mejor aprovechamiento de las fuentes de generación renovable variables. En conjunto, estas medidas serán cruciales para garantizar que la rápida expansión de las energías renovables se traduzca en un suministro energético más seguro, asequible y fiable en todo el mundo.

El PSOE pacta con EH-Bildu la creación de un 'impuesto al sol y al viento' en Navarra a partir de enero

Ramón Roca — Fri, 06 Nov 2026 06:57:00 GMT

Otro impuesto al sol, pero esta vez en Navarra. Y no, no es el Partido Popular ni Vox quien lo quiere aprobar. ¡Es el Partido Socialista! El PSOE que se ha jactado de tumbar el impuesto al sol, que realmente no era un impuesto ni era al sol, ahora sí quiere incrementar la fiscalidad a las plantas de renovables, solares y eólicas en Navarra.

Según ha podido saber El Periódico de la Energía, el PSOE ha alcanzado un acuerdo con EH Bildu en la Comunidad Foral para crear un impuesto a las renovables, y además lo hace en nombre de la fiscalidad verde. L

Tras distintas reuniones entre el Gobierno de Navarra y el Grupo Parlamentario EH Bildu-Nafarroa se han alcanzado algunos acuerdos para aprobar los Presupuestos Generales para 2027.

Su primer acuerdo, dedicado a la fiscalidad, socialistas y abertzales creen que "la protección del medioambiente constituye una preocupación fundamental en las políticas que desarrollan las distintas instituciones, desde las europeas hasta las locales, y, sin duda, debe de serlo para la Administración Foral".

"A pesar de los innumerables beneficios que producen las energías renovables, no podemos decir que los métodos de generación renovable de energía sean totalmente inocuos para el medio ambiente y no producen ningún tipo de externalidad negativa. Entendemos que Navarra no se puede quedar atrás en la implantación de esta fiscalidad verde y, por eso, se presentará por los grupos parlamentarios que forman parte del Gobierno y el de EH Bildu-Nafarroa una proposición de Ley Foral que regule el impuesto sobre parques eólicos y parques fotovoltaicos, de forma que la misma tenga efectos a 1 de enero de 2027", reza dicho acuerdo.

Recetas fracasadas

Hace unos días era el Gobierno de la Junta de Castilla y León, del Partido Popular y Vox, los que anunciaban también la creación de un impuesto ambiental para la energía solar, y lo sumaba así a los que tenían creados para otras tecnologías como la eólica, la nuclear y centrales térmicas.

En ese momento salió el Gobierno y el sector enfurecido porque se había regresado a épocas oscuras en las que se penalizaba el desarrollo de energías renovables.

La vicepresidenta tercera del Gobierno y ministra para la Transición Ecológica y el Reto Demográfico, Sara Aagesen, advirtió del riesgo de volver a recuperar "recetas fracasadas" del pasado como el 'impuesto al sol'.

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Este borrador de PGE castellano leonés tuvo una respuesta rápida por parte del sector. "Es absolutamente recaudatorio e injustificado que penaliza una actividad que genera desarrollo socio económico local y ofrece competitividad a todos los consumidores, particulares e industrias", ha comentado José Donoso, director general de UNEF.

Expansión fiscal

En el sector temen que este tipo de actuaciones fiscales se extiendan por todo el territorio y se penalicen las futuras y necesarias inversiones de energías renovables.

De momento, no están aprobados, pero el impuesto socialistas ya está acordado mientras que el del PP y Vox es, de momento, un borrador, pero tienen la intención de crearlo. ¿Vendrán más Comunidades Autónomas? Y todo esto con las elecciones del 29 de noviembre a la vuelta de la esquina.

Alemania reduce sus importaciones netas de energía en la última década, pero aumenta el coste

José A. Roca — Fri, 06 Nov 2026 06:25:00 GMT

La electrificación del transporte, la industria y los sistemas de calefacción podría reducir a largo plazo en unos 30.000 millones de euros anuales el coste de las importaciones de combustibles fósiles en Alemania. Así lo señala un nuevo análisis del Öko-Institut, un centro de investigación especializado en sostenibilidad.

Alemania y la Unión Europea importan menos energía que hace una década. Sin embargo, ambos siguen dependiendo en gran medida de los combustibles fósiles procedentes del exterior, lo que mantiene sus economías expuestas a las fluctuaciones de los precios internacionales, según concluye el instituto. Los investigadores analizaron la evolución del comercio exterior de carbón, petróleo crudo, gas natural, productos petrolíferos, combustible nuclear, biomasa y electricidad desde 2015 hasta el primer semestre de 2026.

En los últimos años, los precios internacionales de la energía han experimentado fuertes oscilaciones, en un contexto marcado por la inflación, la guerra contra Irán liderada por Estados Unidos e Israel y la invasión rusa de Ucrania.

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Caen las importaciones

En el caso de Alemania, el volumen total de las importaciones energéticas cayó una cuarta parte entre 2015 y 2025, mientras que el coste neto de esas importaciones aumentó. Según el Öko-Institut, el país cubre mediante importaciones prácticamente la totalidad de su demanda de productos petrolíferos y al menos el 90 % de sus necesidades de gas.

Aunque las importaciones energéticas de la UE disminuyeron alrededor de un 10 % durante la última década, su coste fue aproximadamente un tercio superior en 2025 al registrado en 2015, hasta alcanzar unos 399.000 millones de euros.

Los aceites minerales representaron la mayor parte de la factura energética de importación del bloque comunitario, mientras que el gas fue el principal responsable de las fluctuaciones de los costes desde 2020. Así lo recoge el informe, elaborado por encargo de la organización ecologista WWF.

Transformación del sistema energético

“Mientras Alemania siga importando grandes cantidades de petróleo y gas, su economía continuará siendo vulnerable a las fluctuaciones de los precios internacionales”, afirmó Felix Matthes, coordinador de investigación en política energética del Öko-Institut, en un comunicado.

“El análisis demuestra claramente que la transformación del sistema energético hacia la neutralidad climática no solo refuerza la protección del clima, sino también la seguridad del suministro, así como la resiliencia y la soberanía de la economía y la sociedad alemanas”, añadió.

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Las crisis energéticas de 2022 y 2026 han modificado el debate sobre las energías renovables. Lo que antes se consideraba principalmente una herramienta para cumplir los objetivos climáticos se reconoce ahora también como una vía para reforzar la resiliencia del suministro energético.

Alemania se ha fijado el objetivo de alcanzar la neutralidad climática en 2045, una meta que supondrá, en la práctica, dejar atrás el uso de combustibles fósiles en su combinación energética. La Unión Europea, en su conjunto, aspira a lograr la neutralidad climática en 2050.

Las plantas híbridas eólicas de Kazajistán podrían cubrir hasta el 90% de la demanda eléctrica a un coste inferior al de las nuevas centrales de carbón

José A. Roca — Fri, 06 Nov 2026 06:23:00 GMT

Kazajistán podría cubrir buena parte del aumento de su demanda eléctrica mediante instalaciones híbridas que combinen energía eólica, solar y almacenamiento en baterías, a un coste inferior al de construir nuevas centrales térmicas de carbón. Así lo concluye un nuevo análisis del centro de estudios internacional especializado en energía Ember.

Según las simulaciones realizadas, estas instalaciones podrían satisfacer entre el 70 % y el 90 % de la demanda eléctrica habitual, hora a hora, con un coste medio de suministro de 56 dólares/MWh. El estudio destaca, además, que los proyectos deberían ubicarse cerca de los principales centros de consumo y de las líneas eléctricas existentes, en lugar de concentrarse exclusivamente en las zonas con mayor potencial eólico. De este modo, se reduciría la necesidad de acometer grandes inversiones en nuevas infraestructuras de transporte eléctrico.

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Kazajistán cuenta con algunos de los mejores recursos eólicos del mundo. Sin embargo, esta tecnología apenas representó el 4,4% de su generación eléctrica en 2025, frente a una media mundial del 8,6%.

“Kazajistán dispone de un enorme potencial eólico de alta calidad todavía sin explotar. Combinado con energía solar y un pequeño sistema de baterías, puede alcanzar niveles de fiabilidad similares a los que ofrecen la energía solar y una mayor capacidad de almacenamiento en regiones más soleadas, y hacerlo a un coste asequible. El recurso eólico es excelente en buena parte del territorio, lo que permite desarrollar proyectos híbridos cerca de los centros de consumo y reducir al mínimo la necesidad de construir nuevas líneas de transporte eléctrico”, señala Kostantsa Rangelova, autora del informe.

Un potencial eólico que permite acercar la generación al consumo

Alrededor del 66 % del territorio kazajo registra velocidades medias del viento superiores a los 7 metros por segundo a 100 metros de altura, unas condiciones especialmente favorables para el desarrollo de parques eólicos comerciales. Como referencia, menos de un tercio de Alemania dispone de velocidades del viento superiores a ese umbral.

Para elaborar el análisis, Ember examinó los datos meteorológicos locales de 15 emplazamientos situados cerca de centros de demanda y de líneas eléctricas existentes. A partir de ellos, simuló la producción horaria de 125 configuraciones de plantas híbridas, combinando distintas capacidades de generación eólica y solar y de almacenamiento en baterías.

El objetivo era evaluar hasta qué punto estas instalaciones podían ajustarse a un perfil habitual de demanda eléctrica. Las simulaciones, que comparan generación y consumo hora a hora durante los 30 años de vida útil de los proyectos, confirman que el potencial eólico del país podría convertirse en una fuente de electricidad competitiva y cercana a los consumidores.

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La combinación de energía eólica y solar con una pequeña capacidad de almacenamiento permite, además, ofrecer un suministro más constante que la generación eólica por sí sola.

Los resultados indican que estas instalaciones podrían cubrir entre el 70 % y el 90 % de la demanda, dependiendo de su ubicación, con un coste medio de suministro de unos 56 dólares/MWh. En todos los emplazamientos analizados, el coste se situaría por debajo de los 60 dólares/MWh, frente a los entre 70 y 170 dólares/MWh estimados para la nueva generación eléctrica con carbón.

Una gestión inteligente de las plantas híbridas puede aportar flexibilidad al sistema eléctrico

Las simulaciones muestran que las instalaciones híbridas con mejores resultados se diseñan deliberadamente con una capacidad eólica y solar superior a la que puede absorber la demanda en cada hora.

El coste medio de generación de estas plantas se sitúa en torno a los 45 dólares/MWh, en línea con los precios obtenidos recientemente en las subastas eólicas de Kazajistán. A esta cifra se suman aproximadamente 11 dólares/MWh para garantizar un suministro fiable, lo que eleva el coste medio final hasta los 56 dólares/MWh.

Este sobrecoste responde a la capacidad de generación excedentaria que se desaprovecha durante las horas de mayor producción eólica o solar. Se trata de una decisión de diseño de las propias instalaciones, que es sustancialmente diferente de los vertidos renovables impuestos por el operador de la red sin compensación económica.

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El informe subraya que, desde la perspectiva del conjunto del sistema eléctrico, no es necesario que cada proyecto garantice por sí solo el 100 % del suministro en todo momento. Por debajo de los 60 dólares/MWh, una instalación individual puede cubrir como máximo entre el 70 % y el 90 % de la demanda.

El 10-30 % restante podría suministrarse de forma más eficiente mediante un sistema eléctrico más flexible e interconectado, una infraestructura que Kazajistán todavía tiene pendiente desarrollar.

Una oportunidad estratégica para reducir la dependencia del carbón

La demanda eléctrica de Kazajistán aumentó un 16 % entre 2020 y 2025, al pasar de 107,3 TWh a 124,6 TWh. Desde 2022, el país es importador neto de electricidad y se ha fijado como objetivo alcanzar la autosuficiencia eléctrica en 2027 y, potencialmente, convertirse en exportador neto en 2029.

El reto es especialmente importante si se tiene en cuenta el peso del carbón en su sistema energético: esta fuente representó el 62 % de la generación eléctrica en 2025, mientras que la antigüedad media del parque de centrales térmicas supera los 50 años.

En este contexto, las plantas híbridas eólicas ofrecen una oportunidad estratégica para afrontar el crecimiento de la demanda, reducir la dependencia de las importaciones y acelerar el desarrollo de una generación eléctrica propia, asequible y fiable. Su implantación permitiría, además, desplegar nueva capacidad a gran escala y cerca de los principales núcleos de consumo.

Kazajistán se ha marcado el objetivo de que las energías renovables alcancen el 15 % de la generación eléctrica en 2030. Sin embargo, todavía no cuenta con objetivos específicos para la energía eólica y solar más allá de ese horizonte.

Por ello, Ember recomienda establecer metas claras de desarrollo eólico y solar para el periodo posterior a 2030, con el fin de ofrecer mayor certidumbre a los inversores y aprovechar mejor el potencial energético del país.

El informe también plantea la necesidad de adaptar las reglas del mercado eléctrico para remunerar adecuadamente la flexibilidad. Según el análisis, este cambio facilitaría la integración de un mayor volumen de generación renovable y permitiría que estas tecnologías contribuyeran también a mejorar la flexibilidad del conjunto del sistema.

María Mendiluce (WMBC): “La ventaja renovable de España solo es competitividad industrial si las empresas acceden a electricidad asequible y a tiempo”

Jaime Santisteban — Fri, 06 Nov 2026 06:23:00 GMT

España tiene las bases para electrificar su economía, pero no consigue trasladarlas al terreno. El Electrification Competitiveness Index, elaborado por We Mean Business Coalition (WMBC) con el apoyo de RMI, otorga al país 77 puntos sobre 100 en políticas y condiciones habilitadoras y apenas 52 en despliegue efectivo. Para María Mendiluce, CEO de la coalición, una parte de esa distancia es cuestión de tiempo, pero no toda: “los problemas de acceso a la red y las barreras económicas y administrativas son estructurales y requieren reformas adicionales”.

Redes saturadas

Las mayores brechas se concentran en las redes eléctricas, con 23 puntos sobre 30 en políticas frente a 13 en despliegue, y en el transporte por carretera, con 15 frente a 9 sobre 20. Sobre las redes, la directiva advierte de que “el problema no se resolverá por sí solo” y relata que las empresas trasladan a la coalición que la distribución está congestionada y sin margen para nueva demanda.

El Gobierno ha elevado por encima de los 17.000 millones la inversión en la red de transporte hasta 2030, un 144% más que la planificación vigente, y la demanda concentró el 41% de las 2.566 alegaciones. Mendiluce lo considera “un paso muy importante”, pero subraya que la inversión “por sí sola, no resolverá los cuellos de botella en las conexiones”. Una subestación o una línea nueva pueden tardar hasta una década en entrar en servicio, un plazo que no encaja con el calendario de una decisión industrial; de ahí la necesidad de liberar capacidad mientras tanto.

La experta propone dejar atrás el criterio de “primero en llegar, primero en ser atendido”. En Reino Unido, el regulador Ofgem ya antepone los proyectos más maduros, los que el sistema necesita y los que pueden conectarse antes. España ha dado pasos en esa línea con las categorías prioritarias del Real Decreto-ley 7/2026 y con la regulación de conexiones flexibles. Ahora, insiste Mendiluce, toca aplicarlo de forma efectiva.

El gas sigue ganando

El informe sitúa en el 34,6% el peso de impuestos y gravámenes sobre el precio de la electricidad, frente al 22,5% del gas doméstico. En declaraciones a este periódico, Mendiluce señala la diferencia de precios entre ambos, el llamado spark gap, como “el principal obstáculo para la electrificación del calor de proceso industrial”, y propone equiparar la carga fiscal de la electricidad con la del gas, o dejarla por debajo.

Con ese cambio ganarían rentabilidad las bombas de calor industriales, las calderas eléctricas o el almacenamiento térmico, tecnologías que, recuerda, “pueden funcionar con electricidad limpia producida en España, en lugar de depender de combustibles fósiles importados”. Alemania ya ha rebajado de forma permanente el impuesto eléctrico a más de 600.000 empresas manufactureras.

Objetivos por sector

El PNIEC fija que la electricidad alcance el 35% del consumo final en 2030, pero solo el transporte tiene meta propia. Mendiluce reclama objetivos sectoriales que den a las empresas “una trayectoria clara de transición y las señales necesarias para invertir”.

En la industria podrían medirse el peso eléctrico del consumo y la potencia térmica electrificada; en los edificios, las bombas de calor instaladas y las calderas fósiles retiradas cada año. Francia sirve de espejo: prevé que la electricidad pase del 37% del consumo industrial en 2023 al 47% en 2030.

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Electricidad como escudo

El bloqueo del estrecho de Ormuz en marzo devolvió la seguridad energética al centro del debate europeo. Mendiluce sostiene que un país que compra fuera su energía en forma de combustible queda expuesto a cada sacudida de precios, argumentando que no es lo mismo depender de equipos que se compran una vez que de un combustible que se paga cada mes: si mañana se cortaran las exportaciones de paneles solares, los ya instalados seguirían generando durante décadas.

El razonamiento tiene traducción directa para España, que produce el 75% de su electricidad con fuentes limpias pero importa prácticamente todo el gas que quema su industria.

Electrificar también abarata la factura: quemar combustibles desperdicia en torno a dos tercios de la energía, mientras que motores eléctricos y bombas de calor hacen el mismo trabajo con una fracción. La Comisión Europea calcula que cumplir su objetivo para 2040 podría ahorrar a la UE hasta 260.000 millones de euros al año en combustibles fósiles.

Una ventaja por convertir

En TIME, junto a Jan Rosenow, Mendiluce sostiene que el coste y el acceso a la electricidad pueden redibujar el mapa industrial europeo. ¿Puede España atraer la inversión que hoy duda en Alemania o Reino Unido? “Sí”, responde. Hydnum Steel en Puertollano o la gigafactoría de baterías de Stellantis y CATL en Zaragoza, con hasta 4.100 millones de inversión prevista, apuntan en esa dirección. Pero la ventaja renovable, advierte, “solo se convierte en competitividad industrial cuando las empresas pueden acceder a electricidad asequible, fiable y en los plazos que necesitan”.

Cartera no falta. 245 compañías españolas tienen objetivos de reducción alineados con la ciencia, 189 de ellos validados por SBTi, y España colocó 24 proyectos en la primera subasta europea de calor industrial, más de un tercio del total. Falta que se materialicen. De cara a la COP31 de Antalya, Mendiluce cree que las empresas deben reclamar una fiscalidad eléctrica más equilibrada, conexiones más rápidas y “políticas estables y previsibles a largo plazo”.

Una de cada cinco refinerías corre riesgo de cierre ante el pico de la demanda mundial de petróleo previsto para 2032

José A. Roca — Fri, 06 Nov 2026 06:22:00 GMT

Se estima que una de cada cinco refinerías de petróleo del mundo afronta un riesgo creciente de cierre a medida que la demanda global de crudo alcanza su máximo y entra en una fase de declive estructural durante la próxima década. Así lo advierte un nuevo informe publicado hoy por Wood Mackenzie, que lanza un mensaje contundente al sector: la esperanza no es una estrategia.

La demanda mundial de productos refinados se sitúa actualmente en 105 millones de barriles diarios (mb/d). Según las previsiones de Wood Mackenzie, aumentará hasta los 108 mb/d en 2032, año a partir del cual comenzará a retroceder. Aproximadamente el 20 % de la capacidad de refino existente en el mundo se encuentra ya en una trayectoria descendente, con márgenes netos de caja operativos cada vez menores o incluso negativos, lo que incrementa el riesgo de cierre de estas instalaciones.

Aunque el punto máximo de demanda no llegará hasta 2032, el horizonte de 2040 está a tan solo tres o cuatro ciclos de mantenimiento integral de las refinerías. Esto significa que el margen de tiempo para adoptar decisiones de inversión estratégicas se está agotando.

Pese a este escenario, algunas inversiones en nuevas refinerías seguirán adelante, especialmente en países como India, impulsadas por el crecimiento de la demanda interna y las políticas orientadas a reforzar la autosuficiencia energética. Sin embargo, estas nuevas instalaciones añadirán capacidad a un mercado mundial que habrá entrado en una fase de declive estructural.

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“El sector ya ha afrontado cambios estructurales en el pasado, desde las crisis petroleras de la década de 1970 hasta la oleada de inversiones en capacidad de refino en Oriente Medio y Asia durante los años 2000”, señala Alan Gelder, vicepresidente sénior de Refino, Química y Mercados del Petróleo de Wood Mackenzie.

“La presión actual es diferente por su naturaleza, no solo por su intensidad. Por primera vez, la industria se enfrenta a un descenso sostenido de la demanda final, en lugar de a una interrupción temporal del suministro. El tamaño, la complejidad y la ubicación determinarán qué activos disponen de verdaderas alternativas. Para aquellas instalaciones que carezcan de ventajas estructurales, no contar con un plan de adaptación creíble no significa aplazar una decisión: significa haber tomado una decisión”, añade.

El descenso de la demanda no afectará por igual a todos los productos

La gasolina será uno de los productos más afectados por la expansión del vehículo eléctrico. En cambio, el diésel, el gasóleo y el combustible de aviación mostrarán una mayor resistencia, dado que el transporte pesado por carretera y la aviación todavía carecen de alternativas claras para descarbonizarse.

El GLP y la nafta se beneficiarán de la demanda de materias primas por parte de la industria petroquímica. Por su parte, los productos especializados, como lubricantes, betún y ceras, estarán relativamente protegidos, ya que todavía no existen alternativas de origen biológico capaces de sustituirlos a gran escala.

Los elevados márgenes de refino actuales, impulsados por el conflicto en Oriente Medio y los daños sufridos por las refinerías rusas, volverán a niveles más moderados cuando termine la guerra.

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Wood Mackenzie recuerda que los márgenes de refino vienen determinados por los diferenciales entre el precio del crudo y el de los productos refinados (crack spreads), y no directamente por la cotización del petróleo. Además, los márgenes de referencia a largo plazo son reducidos.

La industria obtiene, asimismo, rentabilidades sobre el capital inferiores a las de las actividades de exploración y producción (upstream). Esta circunstancia dificulta el acceso a la financiación necesaria para acometer las transformaciones precisamente cuando más se necesitan.

Cinco modelos de refinería, con niveles de exposición muy diferentes

El informe distingue cinco grandes tipologías de refinerías, cuya capacidad para afrontar el nuevo escenario varía considerablemente.

Las instalaciones de gran escala y elevada complejidad, entre ellas las grandes refinerías de la costa estadounidense del golfo de México, las modernas plantas exportadoras de Oriente Medio y la refinería de Dangote, en Nigeria, son las que presentan una posición competitiva más sólida.

También destacan las instalaciones integradas con complejos químicos, cada vez más habituales en China y en determinadas zonas de Europa y Asia. Estas refinerías pueden redirigir parte de su producción, desde los combustibles para el transporte cuya demanda disminuirá, hacia productos petroquímicos.

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Ambos modelos cuentan con las mayores posibilidades de adaptación y están mejor posicionados para convertirse en los grandes parques energéticos integrados que definirán el futuro del sector.

En una situación más comprometida se encuentran las refinerías costeras de craqueo, la configuración más extendida en los países de la OCDE. Estas instalaciones afrontan una competencia internacional directa y disponen de menos alternativas estratégicas. Las europeas son las que soportan una mayor presión dentro de este grupo.

Por otro lado, las refinerías pequeñas especializadas en lubricantes, betún y ceras presentan una exposición limitada al descenso de la demanda de combustibles para el transporte.

Finalmente, las pequeñas instalaciones de baja complejidad, muchas de ellas propiedad de compañías petroleras nacionales (NOC) en países en desarrollo, solo pueden mantener su actividad gracias a las subvenciones públicas.

Existen distintas vías de adaptación, pero no todas están al alcance de todas las refinerías

Wood Mackenzie identifica varias estrategias para afrontar la transformación del mercado, aunque advierte de que los elevados costes de inversión y la incertidumbre sobre la evolución de la demanda dificultan su ejecución.

La integración petroquímica constituye la principal alternativa para las grandes instalaciones de alta complejidad. Esta estrategia permite transformar productos como el GLP y la nafta en olefinas, aromáticos y polímeros. Los operadores de Asia y Oriente Medio, respaldados por financiación estatal, lideran este proceso.

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Otra opción es la conversión mediante tecnologías renovables y de economía circular, que permiten producir diésel renovable y combustible sostenible de aviación a partir de aceite de cocina usado y plásticos reciclados. Esta vía resulta especialmente adecuada para las refinerías costeras de la Unión Europea.

La modernización de los procesos convencionales de refino es otra alternativa, sobre todo para las compañías de Oriente Medio y Asia que disponen de capital, suelo y acceso a los mercados de exportación.

La captura y almacenamiento de carbono (CAC) resulta especialmente relevante para los operadores europeos y de otros países de la OCDE.

En el caso de las refinerías de tamaño intermedio, las opciones pasan por consolidar capacidad, especializarse en productos de mayor valor añadido, integrar toda la cadena de valor o diversificar la actividad hacia sectores relacionados, como la generación eléctrica, el gas natural licuado (GNL) y el amoniaco.

“El capital necesario para ejecutar la mayoría de estas estrategias de adaptación es considerable, y el perfil de rentabilidad del sector dificulta su captación mucho más de lo que podría parecer desde fuera”, explica Chris Barry, vicepresidente de Consultoría de Downstream de Wood Mackenzie.

“El riesgo reside en que las ambiciones de transformación no se correspondan con la capacidad financiera de las compañías. La integración petroquímica y la producción de combustibles renovables pueden representar oportunidades atractivas de crecimiento y diversificación para las instalaciones grandes, complejas y bien posicionadas. Para aquellas con debilidades estructurales, consolidarse en torno a la fortaleza de sus mercados locales o apostar por productos especializados constituye una vía más sólida para garantizar su viabilidad a largo plazo”, añade.

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Un futuro a dos velocidades para el sector del refino

Los productos petrolíferos seguirán desempeñando un papel central en la economía mundial durante varias décadas, y las refinerías mejor posicionadas todavía tienen futuro. Sin embargo, Wood Mackenzie prevé que el sector evolucione hacia un modelo claramente dual.

En un extremo estarán los grandes complejos energéticos y químicos integrados, capaces de producir combustibles, productos petroquímicos y especialidades industriales. En el otro, las instalaciones abocadas a transformarse en terminales de almacenamiento y distribución, reconvertir sus actividades o cerrar definitivamente.

Las compañías especializadas podrán sobrevivir aprovechando ventajas competitivas locales, como el acceso a materias primas, un entorno regulatorio favorable o el respaldo de los gobiernos.

Para los inversores y propietarios de activos, la cuestión ya no es si una refinería tendrá que afrontar dificultades, sino si su tipología, ubicación y estructura de propiedad le proporcionan las herramientas necesarias para adaptarse.

El mercado del hidrógeno pone el foco en la estabilidad de la red eléctrica y el equilibrio de la demanda

José A. Roca — Fri, 06 Nov 2026 06:21:00 GMT

El hidrógeno está dejando atrás su papel como combustible destinado a convertirse en una fuente de electricidad de uso generalizado para posicionarse como una solución específica para el almacenamiento de larga duración, el equilibrio del sistema eléctrico y la garantía del suministro. Las pérdidas de eficiencia en los procesos de conversión y la competencia de las baterías están limitando su viabilidad para la generación eléctrica convencional.

Según GlobalData, el interés se centra ahora en cubrir los déficits prolongados de generación renovable, garantizar el respaldo de infraestructuras críticas y prolongar la vida útil de las centrales de gas mediante la mezcla de hidrógeno con gas natural y el desarrollo de polos industriales regionales. Así lo señala esta plataforma de inteligencia y análisis de mercados.

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Proyectos viables con demanda contratada y regulación estable

El último informe de GlobalData, Strategic Intelligence: Hydrogen in Power (2026), revela que la implantación del hidrógeno en el sector eléctrico está evolucionando hacia proyectos con una viabilidad económica clara, demanda contratada y marcos regulatorios estables.

El encarecimiento de la electricidad y del desarrollo de proyectos, la reducción de los costes de los electrolizadores a un ritmo inferior al previsto, la complejidad de los sistemas de subvenciones y la escasez de acuerdos de compra de hidrógeno que ofrezcan garantías financieras han provocado retrasos o recortes en numerosas iniciativas de hidrógeno limpio a gran escala. Las compañías eléctricas también están comparando esta tecnología con otras alternativas de menor coste.

Las recientes cancelaciones, paralizaciones de proyectos y revisiones a la baja de objetivos en Estados Unidos, Europa y Chile reflejan este cambio de planteamiento por parte del sector.

Rehaan Shiledar, analista del área de Energía de GlobalData, señala: “No obstante, el hidrógeno sigue siendo relevante allí donde la demanda industrial actúa como motor, la electricidad renovable es barata, existe capacidad de almacenamiento y los marcos regulatorios ofrecen estabilidad. Se prevé que la capacidad mundial aumente considerablemente a largo plazo, impulsada por objetivos industriales específicos, las necesidades del transporte pesado y determinados requisitos de equilibrio de las redes eléctricas”.

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Según las estimaciones de GlobalData, la capacidad mundial de producción de hidrógeno bajo en carbono todavía se encontraba en una fase incipiente en 2025. Sin embargo, se espera un crecimiento significativo hasta finales de 2026, impulsado principalmente por el hidrógeno azul y el verde.

De cara a 2030, las previsiones apuntan a una expansión considerable de la capacidad de producción, con el hidrógeno verde como tecnología predominante.

El hidrógeno azul toma la delantera

El hidrógeno azul liderará la capacidad de producción de hidrógeno bajo en carbono a corto plazo, pero el verde acabará superándolo y se situará a la cabeza del mercado en 2030. Se prevé que para entonces la capacidad del hidrógeno verde sea aproximadamente 5,5 veces superior a la del azul, gracias al crecimiento de la generación eólica y solar.

Entre los principales países que contribuirán a esta expansión del hidrógeno verde entre 2026 y 2030 figuran España, Australia, China, Estados Unidos, Alemania y Brasil.

Shiledar añade que “las compañías eléctricas y los productores independientes de energía están incorporando cada vez más turbinas y motores de gas preparados para funcionar con hidrógeno, con el objetivo de disponer de una generación flexible y capaz de responder rápidamente a las variaciones de producción, compensando así la intermitencia de las energías renovables”».

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Los fabricantes de equipos originales (OEM) y los promotores de proyectos están abordando diversos retos técnicos, como la mayor velocidad de propagación de la llama, la fragilización de los materiales y los estrictos límites de emisiones de óxidos de nitrógeno (NOx). Para ello, están desarrollando mejoras en las cámaras de combustión y adaptaciones específicas de las instalaciones existentes.

Los recientes compromisos de operadores como EnBW, RWE, Ansaldo Energia y YTL PowerSeraya, junto con los avances tecnológicos de GE Vernova y Rolls-Royce, ponen de manifiesto la creciente adopción de estas soluciones por parte de la industria.

Revisión de las políticas

Por su parte, los gobiernos de los principales mercados del hidrógeno están revisando sus políticas y mecanismos de financiación para hacer frente a los elevados costes, las limitaciones de las infraestructuras y la lentitud en el desarrollo de los proyectos.

La Comisión Europea ha acelerado la revisión de las normas de adicionalidad aplicables a los combustibles renovables de origen no biológico (RFNBO, por sus siglas en inglés). Mientras tanto, China ha reforzado el papel del hidrógeno en su estrategia para el periodo 2026-2030, especialmente en los ámbitos del transporte pesado, la industria química y la descarbonización industrial.

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Brasil está destinando fondos al desarrollo nacional de electrolizadores, mientras que el estado indio de Bihar ha aprobado un borrador de política para impulsar la producción de hidrógeno verde y amoniaco, su fabricación y la agregación de la demanda.

Shiledar concluye: “El hidrógeno no está perdiendo relevancia, pero su papel en el sector eléctrico es cada vez más selectivo y está sujeto a una mayor disciplina comercial. La inversión está pasando de los grandes proyectos independientes de generación eléctrica a partir de hidrógeno hacia pruebas de mezcla con gas natural, aplicaciones limitadas para cubrir los picos de demanda y desarrollos industriales respaldados por una demanda firme”.

“Las mejores oportunidades a corto plazo están surgiendo en regiones con marcos regulatorios estables, electricidad renovable de bajo coste y capacidad de almacenamiento a gran escala, incluidas las cavernas salinas, que permiten un despliegue del hidrógeno más fiable y competitivo”.

España es el país que más energía renovable desperdicia de la toda la UE por culpa del atasco en la red

Sandra Acosta — Fri, 06 Nov 2026 06:00:00 GMT

España registró en 2025 la mayor tasa de generación renovable recortada por congestiones de red de toda la Unión Europea. En concreto, el 3,1% de la producción renovable del país tuvo que ser limitada por las restricciones físicas de la infraestructura eléctrica, una proporción que prácticamente duplicó la registrada el año anterior y que sitúa a España por delante de Alemania, Francia e Italia.

Así lo recoge la Agencia de Cooperación de los Reguladores de la Energía (ACER) en su informe Progress of EU electricity wholesale market integration 2026, publicado el 4 de noviembre, que analiza la evolución de los mercados mayoristas europeos y los principales obstáculos que todavía dificultan su integración. El organismo advierte de que el crecimiento de la generación renovable, unido al retraso en el desarrollo de las redes, está incrementando las necesidades de gestión de las congestiones y limitando el aprovechamiento de la electricidad limpia disponible.

El problema no se circunscribe a España. El volumen de actuaciones correctivas activadas por los operadores de los sistemas de transporte europeos para resolver congestiones físicas alcanzó los 70 TWh durante 2025, frente a los 60 TWh del ejercicio anterior. Su coste ascendió a 5.400 millones de euros, un 25,6% más que los 4.300 millones registrados en 2024 y el valor más elevado de toda la serie histórica analizada por ACER.

La agencia advierte de que estas intervenciones no solo encarecen la operación del sistema eléctrico, sino que también pueden obligar a reducir la producción renovable disponible y sustituirla por generación convencional más intensiva en carbono. De esta manera, las restricciones de red se convierten en un obstáculo tanto económico como para el cumplimiento de los objetivos europeos de descarbonización.

La situación española destaca especialmente en el contexto comunitario. Después de España, Alemania registró una tasa de recorte renovable del 2,46%, seguida de Francia, con el 1,5%, e Italia, con el 1,26%. El informe también señala que los costes de gestionar las restricciones de red en España equivalieron al 15,5% del precio medio de la electricidad en el mercado diario durante 2025, el segundo porcentaje más elevado de los países analizados, únicamente por detrás de Irlanda, con el 16,7%.

La evolución de estas restricciones está relacionada con una transformación de las necesidades operativas de las redes eléctricas. ACER constata que las actuaciones de redespacho responden cada vez más a problemas relacionados con el mantenimiento de los niveles de tensión y no exclusivamente a limitaciones térmicas de las líneas y los equipos.

De hecho, el porcentaje de actuaciones de redespacho motivadas por vulneraciones de los límites de tensión pasó del 10% en 2022 al 33% en 2025. Esta evolución ha sido especialmente significativa en España y Portugal tras el apagón ibérico del 28 de abril de 2025, según recoge el organismo regulador.

El desplazamiento progresivo de la generación síncrona convencional por recursos basados en inversores está modificando las condiciones de funcionamiento del sistema y su capacidad para mantener un control adecuado de la tensión. Por ello, ACER considera necesario que los operadores de transporte aseguren suficientes recursos de control de tensión mediante procedimientos eficientes y competitivos, además de mejorar la disponibilidad de recursos de potencia reactiva y las herramientas para gestionar estas necesidades.

El organismo advierte asimismo de que las limitaciones de las redes no pueden resolverse exclusivamente mediante actuaciones de redespacho de generación convencional. En determinadas circunstancias resulta necesario recurrir a otras medidas, como modificar la configuración de la red, conectar reactancias o condensadores y ajustar la producción de potencia reactiva de las instalaciones.

Europa pierde miles de millones por la falta de integración eléctrica

Más allá de las congestiones, ACER identifica importantes oportunidades económicas todavía sin aprovechar por la falta de integración de los mercados eléctricos europeos. El organismo estima que una selección de 13 proyectos de integración podría generar alrededor de 7.000 millones de euros anuales de excedente económico si estuvieran plenamente operativos.

De esa cantidad, aproximadamente 3.000 millones de euros ya se materializaron en 2025 gracias a los proyectos que se encontraban total o parcialmente implementados. Sin embargo, los retrasos en la ejecución de distintas iniciativas provocaron que se dejaran de aprovechar unos 700 millones de euros de excedente económico durante ese mismo ejercicio. Entre 2020 y 2025, las pérdidas acumuladas por estos retrasos ascendieron a aproximadamente 8.000 millones de euros.

Además, ACER calcula que completar los proyectos pendientes permitiría generar otros 4.000 millones de euros anuales, una oportunidad que representa un incremento potencial del 12,5% del excedente económico asociado al comercio transfronterizo. La agencia subraya que estas estimaciones constituyen un cálculo conservador, puesto que el análisis únicamente contempla 13 proyectos de integración y deja fuera otras iniciativas que también podrían aportar beneficios.

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El comercio transfronterizo de electricidad ya genera por sí mismo alrededor de 32.000 millones de euros anuales de excedente económico en el mercado diario europeo. La integración permite aprovechar los recursos de generación más competitivos de cada país, incrementar la competencia, reducir las diferencias de precios y compartir la flexibilidad disponible cuando se producen situaciones de escasez o tensión en el sistema.

Sin embargo, el organismo considera que todavía existen importantes obstáculos para aprovechar plenamente las interconexiones. Uno de ellos es el incumplimiento generalizado del requisito mínimo del 70% de capacidad de interconexión disponible para el comercio transfronterizo, establecido en la normativa europea. ACER señala que la mayoría de los operadores de transporte europeos no consigue cumplirlo de manera consistente.

En la región Core, las restricciones derivadas de los flujos en bucle procedentes de zonas vecinas y la falta de coordinación en la gestión de congestiones y en el reparto de costes siguen obligando a conceder excepciones anuales a este requisito. Estas limitaciones reducen la capacidad disponible para intercambiar electricidad y dificultan que los mercados nacionales puedan beneficiarse de una mayor integración.

La agencia también advierte de que el problema afecta especialmente a los mercados intradiarios y de balance, donde la disponibilidad de capacidad transfronteriza resulta fundamental para ajustar la generación y la demanda a medida que se acerca el momento de entrega.

Los mercados intradiarios ganan protagonismo ante la volatilidad renovable

El informe también pone el foco en la necesidad de adaptar el funcionamiento de los mercados eléctricos a un sistema con una presencia cada vez mayor de generación renovable variable. La volatilidad de los precios ya no está asociada únicamente a los periodos de mayor demanda durante el invierno, sino que también puede intensificarse durante los meses de verano, cuando las temperaturas elevadas incrementan el consumo de electricidad para refrigeración y pueden reducir la disponibilidad de determinadas centrales de generación.

En este contexto, ACER destaca los avances derivados de la introducción de los productos de 15 minutos en los mercados diario e intradiario, una medida que permite reflejar con mayor precisión las variaciones de oferta y demanda dentro de cada hora. Desde su entrada en funcionamiento el 1 de octubre de 2025, estos productos ya representan alrededor del 88% del volumen negociado en el mercado diario.

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También destaca la ampliación de las posibilidades de negociación intradiaria hasta 30 minutos antes de la entrega de electricidad. En las fronteras donde ya se ha implantado este mecanismo, aproximadamente una quinta parte del comercio transfronterizo intradiario se concentra durante la última hora antes del suministro.

Para ACER, estos avances son especialmente importantes en un sistema eléctrico con una participación creciente de fuentes renovables, cuyos perfiles de producción pueden cambiar rápidamente y requieren mayores posibilidades de ajuste en tiempo real. No obstante, la agencia advierte de que la volatilidad de los precios en los mercados de corto plazo está aumentando y de que todavía existen limitaciones en la capacidad transfronteriza disponible para aprovechar plenamente las oportunidades de intercambio.

Las baterías y la flexibilidad ganan peso en los mercados de balance

Otro de los ámbitos en los que ACER identifica avances es la integración de los mercados europeos de balance, que permiten a los operadores de los sistemas eléctricos mantener el equilibrio entre generación y demanda en tiempo real.

La incorporación de nuevos países a las plataformas europeas PICASSO y MARI ha permitido ampliar el acceso a los recursos de balance disponibles en otros mercados y mejorar la estabilidad de los precios. A finales de 2025, los operadores de 17 Estados miembros estaban conectados a PICASSO, dedicada a las reservas automáticas de recuperación de frecuencia, mientras que otros 11 participaban en MARI, centrada en las reservas manuales.

Como consecuencia de esta mayor integración, la duración anualizada de los episodios de precios extremos en PICASSO se redujo un 95% en 2026 respecto a 2024. El cálculo de ACER utiliza los datos disponibles hasta el 15 de julio de 2026.

La agencia también destaca el papel de las baterías y otros recursos flexibles descentralizados en la reducción de los costes de estos servicios. Su entrada en los mercados de balance de Bélgica y de los países bálticos ha coincidido con importantes descensos de los precios de la capacidad de balance y, en el caso báltico, con una reducción de la concentración del mercado.

ACER considera que ampliar la participación de estos recursos, junto con una mayor cooperación entre operadores de distintos países, permitirá reforzar la competencia, reducir los costes y mejorar la seguridad del suministro.

Por último, el informe señala que los mercados eléctricos a plazo siguen presentando problemas estructurales de liquidez, especialmente en los contratos con vencimientos superiores a un año y en las zonas de negociación más pequeñas. Aunque el volumen negociado en los mercados europeos a plazo creció un 17% en 2025, la actividad continúa concentrada en un número reducido de mercados, con Alemania como principal centro de negociación.

En este escenario, los acuerdos de compraventa de energía a largo plazo (PPA) y los contratos por diferencias (CfD) adquieren una importancia creciente para proporcionar estabilidad a los ingresos de los proyectos de generación y facilitar las nuevas inversiones. ACER destaca, además, la evolución de los PPA hacia estructuras que combinan generación renovable y almacenamiento, con el objetivo de incorporar un mayor valor de flexibilidad a estos contratos.

Pedro Sánchez no irá a la COP31 y Sara Aagesen encabezará la delegación española

Redacción — Thu, 05 Nov 2026 21:54:00 GMT

El presidente del Gobierno, Pedro Sánchez, no acudirá a la Conferencia de las Naciones Unidas sobre el Cambio Climático (COP31 o Cumbre del Clima), que se celebrará en Antalya (Turquía) del 9 al 20 de noviembre, según han confirmado a Europa Press fuentes del Ejecutivo.

Sánchez ha sido una de las confirmaciones habituales para estas cumbres. De hecho, fue a la de 2024, que se celebró del 11 al 22 de noviembre en Baku (Azerbaiyán), pocos días después de la dana de Valencia.

El año pasado, desde Belém (Brasil), reafirmó su compromiso con "el multilateralismo climático" ofreciendo 45 millones divididos entre el Fondo de Adaptación, el de Respuesta ante pérdidas y daños y el de la Facilidad de Financiación para Observaciones Sistemáticas de la Organización Meteorológica Mundial (OMM)

La COP31

El ministro de Medioambiente y Urbanismo de Turquía y presidente de la COP31, Murat Kurum, ha anunciado la asistencia de 85 líderes mundiales y ha señalado que se espera la participación de casi 300 ministros. El presidente de Turquía, Recep Tayyip Erdogan, participará en la Cumbre, al igual que el presidente brasileño, Lula da Silva, cuyo país acogió la edición de 2025, y el secretario general de la ONU, António Guterres.

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A diferencia de otros años, escasean las confirmaciones oficiales de líderes que viajarán a Antalya. Países como Francia, Italia, Bélgica, Grecia, Portugal o Alemania afrontan protestas relacionadas con el estado del sistema educativo y el encarecimiento de la vida. Por parte de España, está confirmada la presencia de la vicepresidenta tercera y ministra para la Transición Ecológica y el Reto Demográfico, Sara Aagesen.

El Brent sube 3,88% hasta 98,29 dólares tras el optimismo inicial de los comicios en EEUU

Redacción — Thu, 05 Nov 2026 21:50:00 GMT

El precio del barril de Brent para entrega en enero subió este jueves un 3,88%, hasta situarse en los 98,29 dólares, tras el optimismo inicial de los mercados por la victoria demócrata en las elecciones legislativas estadounidenses del martes.

El crudo del mar del Norte, de referencia en Europa, avanzó 3,67 dólares en el Intercontinental Exchange (ICE) londinense con respecto al precio de liquidación de la última sesión, cuando registró 94,62 dólares.

El Brent volvió a recuperar terreno tras tres sesiones consecutivas de importantes pérdidas, mientras los inversores volvieron a centrar su foco en las perspectivas de la guerra entre Estados Unidos e Irán, tras el impulso bajista alentado por la debacle electoral que experimentó el Partido Republicano de Donald Trump en los comicios de medio mandato.

El Brent y el WTI

El petróleo intermedio de Texas (WTI, por sus siglas en inglés) subió este jueves un 2,72%, hasta 90,52 dólares el barril, mientras los inversores siguen pendientes de la evolución de la guerra de Irán después de la derrota de los de Donald Trump en las elecciones de medio mandato.

Al término de la sesión, los contratos de futuros del WTI para el mes de diciembre, los de referencia en Estados Unidos, sumaron 2,40 dólares respecto al cierre anterior.

El mercado del crudo estadounidense volvió a subir tras la caída del 8,3% de este miércoles, después de que el presidente Trump admitiera el impacto de la guerra con Irán en la debacle republicana en las elecciones legislativas de medio mandato.

Además, también impulsaron los precios al alza las informaciones de nuevos ataques a petroleros en la zona del Golfo Pérsico y el Estrecho de Ormuz.

En concreto, la entidad británica de operaciones marítimas comerciales (UKMTO) registró este jueves un incidente al norte de la costa de Qatar en el que un buque cisterna fue alcanzado por dos proyectiles no identificados.

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Por su parte, la Guardia Revolucionaria iraní anunció que dos petroleros y un remolcador ardieron tras chocar con minas marinas en el estrecho de Ormuz, ya que, según el cuerpo militar, intentaban pasar por una "ruta no autorizada" de esta estratégica vía.

El director regional de Infinox, Thadeu Dos Santos, explicó hoy en un comentario remitido a EFE que, tras las elecciones, el mercado se expone a una "nueva volatilidad", pues las señales provenientes de Washington son "contradictorias" y tampoco se han dado pasos concretos para retomar las negociaciones de paz con Irán.

"Un avance diplomático creíble entre Washington y Teherán, en particular uno que mejore la seguridad y las condiciones de navegación en el Estrecho de Ormuz, podría ejercer una presión a la baja más duradera sobre los precios. Por el contrario, una nueva escalada militar o mayores interrupciones en el transporte marítimo regional podrían restablecer rápidamente la prima de riesgo geopolítico", apuntó.

La noruega Equinor avanza en una exploración petrolera 'offshore' en Argentina

Redacción — Thu, 05 Nov 2026 21:47:00 GMT

La petrolera noruega Equinor ha anunciado su decisión de avanzar a un segundo período exploratorio en áreas 'offshore' (costas afuera) de Argentina en las que está asociada con otras empresas.

Equinor indicó en un comunicado que pasará al segundo período exploratorio en las áreas AUS 105, junto a las petroleras argentinas YPF y CGC, y AUS 106, junto a YPF.

Ambas áreas, en las que Equinor es el operador, se encuentran en aguas del Atlántico sur bajo jurisdicción de Argentina.

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Equinor tiene una participación del 40% en AUS 105 y del 53% en AUS 106.

"La perforación exploratoria en ambas áreas está prevista para 2028-2029, sujeta a la finalización de los procesos ambientales y regulatorios y la obtención de los permisos correspondientes", indicó la petrolera noruega, que está presente desde 2017 en Argentina.

S&P ratifica el rating de Enagás en 'BBB+' y abre la puerta a una revisión al alza

Redacción — Thu, 05 Nov 2026 21:44:00 GMT

Standard & Poor's ha ratificado el rating de Enagás a largo plazo en 'BBB+' y lo ha situado en vigilancia ('creditwatch') positiva, abriendo la puerta a una mejora de la calificación crediticia del grupo una vez anuncie su próximo plan estratégico 2027-2032 en el primer semestre de 2027.

La agencia de calificación ha mejorado el perfil de riesgo empresarial ('business risk profile') de Enagás, de 'fuerte' a 'excelente', apoyada, entre otros factores, por la valoración del marco retributivo de las actividades de transporte de gas natural para el periodo 2027-2032, cuya evaluación ha mejorado a 'strong', en línea con la de los principales TSO europeos.

En un comunicado, S&P destaca que el nuevo marco regulatorio para el transporte de gas en España aprobado por la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia (CNMC) mejora la visibilidad del flujo de caja de Enagás, incluso más allá del período actual 2027-2032, ya que proporciona una remuneración adecuada a la base de activos existente, en lugar de incentivar nuevas inversiones destinadas al crecimiento y a la reposición de activos.

Asimismo, no prevé inversiones significativas en infraestructura de hidrógeno antes de 2029, lo que considera que debería respaldar los indicadores crediticios durante el periodo 2026-2028.

La rotación de activos de Enagás

También valora que la mayor exposición de Enagás a activos regulados españoles y de otros países europeos, gracias a su estrategia de rotación de activos, ha mejorado su riesgo empresarial.

"Esta estrategia se inició con importantes desinversiones internacionales -como la venta de una participación del 30,2% en Tallgrass Energy y la anunciada venta de su participación del 40% en Enagás Renovable- y se ve reforzada por la reciente adquisición de una participación del 31,5% en el operador de transporte regulado francés Teréga y una participación adicional del 20% en la empresa española de almacenamiento Saggas", añade.

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De esta manera, vaticina que el grupo generará aproximadamente el 85% de su resultado bruto de explotación (Ebitda) a partir de activos regulados desde 2027 -frente al 75% en 2025-, lo que respalda su opinión sobre el excelente perfil de riesgo empresarial de Enagás.

De cara a una posible mejora crediticia, S&P espera que el próximo plan estratégico incluya una actualización de la política financiera y aclare su plan de inversión en activos relacionados con el hidrógeno.

En un comunicado a la Comisión Nacional del Mercado de Valores (CNMV), la compañía indicó que esta calificación crediticia de S&P refleja "la positiva trayectoria de Enagás desde la presentación de su Plan Estratégico 2022-2030, así como la actual solidez de su balance y su extraordinaria liquidez, que constituyen un firme punto de partida para abordar los objetivos y prioridades del próximo Plan Estratégico 2027-2032".

Riquelme reestructura la cúpula de Cox y nombra como nuevo CEO a Patxi Sáez

Ramón Roca — Thu, 05 Nov 2026 19:50:00 GMT

El Consejo de Administración de Cox Infrastructure Group, S.A ha aprobado una reorganización de la estructura directiva y de negocio de la compañía con el objetivo de abordar una nueva etapa de crecimiento y definir una propuesta estratégica más ambiciosa, tras el cumplimiento anticipado de su hoja de ruta vigente. Como parte de estos cambios organizativos, Nacho Moreno ha sido nombrado consejero dominical del Grupo Cox y dirigirá Riquelme Capital y Patxi Sáez asume la posición de Chief Executive Officer (CEO) del Grupo.

Esta reordenación refuerza la capacidad de Cox para afrontar su nueva dimensión corporativa y operativa, tras la expansión experimentada en los últimos meses, y orientará los esfuerzos de la compañía a consolidar su crecimiento en Estados Unidos y América Latina, con especial foco en México. La nueva etapa estará centrada en la excelencia operativa, la disciplina financiera, la cercanía a los mercados prioritarios y la creación de valor sostenible para accionistas e inversores.

En su nueva responsabilidad dirigiendo Riquelme Capital, Moreno impulsará nuevos proyectos estratégicos e inversiones de Enrique Riquelme. Además, mantendrá su vinculación con Cox como consejero dominical en el Consejo de Administración en representación del presidente para liderar e impulsar la orientación y estructuración de operaciones corporativas estratégicas.

Durante su exitosa etapa como CEO de Cox, Moreno ha acompañado algunos de los principales hitos de la trayectoria de la compañía, entre ellos su salida a Bolsa en noviembre de 2024, el fortalecimiento de su estructura financiera y el desarrollo de su proceso de expansión internacional, culminado con la adquisición de Iberdrola México en abril de 2026. Estos avances han permitido al Grupo ampliar significativamente su dimensión y consolidar su posicionamiento como utility integrada de agua y energía.

Nuevo consejero delegado

Por su parte, Patxi Sáez asumirá la responsabilidad ejecutiva integral del Grupo como Chief Executive Officer (CEO) y liderará la siguiente fase de crecimiento de Cox. Sus prioridades serán impulsar el crecimiento rentable, reforzar la excelencia operativa, mejorar la ejecución de los negocios de inversión, construcción y servicios, y adecuar la organización a la ambición y escala actuales de la compañía.

Sáez cuenta con más de 25 años de experiencia internacional en el sector de la energía y las infraestructuras, con una amplia trayectoria en desarrollo, gestión y ejecución de grandes proyectos. Antes de su incorporación a Cox, ocupó posiciones de responsabilidad en ACWA Power, donde fue Senior Vice President de Technical & Project Execution y Chief Technical Officer, liderando la inversión y ejecución de proyectos en energia y agua a escala global. Previamente, fue Presidente y CEO de Al Toukhi en Arabia Saudí y desempeñó distintas funciones directivas en Isolux Corsán, Técnicas Reunidas y Mitsubishi Power.

“Cox ha alcanzado una nueva dimensión y dispone de una plataforma con gran potencial para seguir creciendo de forma rentable y sostenida. Afronto esta responsabilidad con la voluntad de reforzar nuestras capacidades de ejecución, impulsar una organización cada vez más eficaz, integrada y cercana a los mercados prioritarios, y avanzar en una nueva etapa de desarrollo para el Grupo basada en la excelencia operativa, la disciplina financiera y la creación de valor”, afirma Patxi Sáez.

Otros nombramientos

Como parte de esta evolución en la estructura organizativa, José Olivé evoluciona en sus responsabilidades dentro del grupo y pasa a desempeñar el cargo de Asesor del Presidente, dejando la Dirección General Financiera, reportando directamente al Presidente de la compañía. Con este movimiento, la sociedad potencia su área institucional y estratégica, asegurando la continuidad de la experiencia financiera y de negocio de José Olivé. Desde sus nuevas responsabilidades, estará involucrado en el diseño y ejecución de operaciones corporativas estratégicas del grupo, aportando una visión transversal clave para el desarrollo del nuevo plan estratégico.

La reorganización directiva se produce tras un ejercicio 2026 marcado por avances relevantes en la ejecución de la estrategia y por hitos corporativos y financieros que han reforzado la posición de la compañía. Entre ellos, destaca la adquisición de Iberdrola México, una operación que ha incrementado significativamente la escala, la recurrencia y la visibilidad del negocio, consolidando a Cox como una utility integrada de agua y energía. Asimismo, Cox ha fortalecido su acceso a los mercados internacionales con una emisión de bonos de 2.000 millones de dólares y una emisión de capital híbrido de 800 millones de dólares, operaciones que recibieron conjuntamente órdenes por aproximadamente 11.000 millones de dólares por parte de inversores institucionales. Este respaldo del mercado refleja la confianza en la estrategia del Grupo y en su capacidad para afrontar su siguiente fase de crecimiento.

Enrique Riquelme, presidente ejecutivo de Cox, señala que “Cox ha cumplido antes de lo previsto la hoja de ruta que se había marcado y ha superado las expectativas de crecimiento para este ejercicio. Hoy tenemos una compañía de una dimensión muy superior y la oportunidad de abrir una etapa aún más ambiciosa. Esta reorganización de nuestra estructura directiva y de negocio nos permite fortalecer el liderazgo del Grupo, adaptar la organización a su nueva realidad y sentar las bases de una propuesta estratégica enfocada en los mercados donde vemos mayores oportunidades de crecimiento, especialmente México y el resto de América Latina”.

En este contexto, la compañía impulsará en los próximos meses una nueva propuesta estratégica orientada a consolidar su crecimiento y concentrar sus capacidades en las geografías con mayor potencial de desarrollo. Esta nueva hoja de ruta incorporará una política de rotación y desinversión de activos no estratégicos, incluyendo determinados activos en regiones como África, con el objetivo de optimizar la asignación de capital y destinar mayores recursos a las principales oportunidades de inversión en América Latina, manteniendo la disciplina financiera y la creación de valor a largo plazo para sus accionistas.

El reactor 1 de la central nuclear de Almaraz entra en parada tras un incidente en la turbina principal

Ramón Roca — Thu, 05 Nov 2026 19:40:00 GMT

El titular de la Central Nuclear Almaraz (Cáceres) ha notificado al Consejo de Seguridad Nuclear (CSN) la parada automática del reactor de la unidad I mientras la planta operaba a plena potencia. La parada del reactor ha venido provocada por la parada de la turbina principal originada, a su vez, por la actuación de una protección del alternador. El suceso no ha tenido impacto en la seguridad de la instalación, de las personas ni en el medio ambiente

La causa del suceso ha sido la actuación de una protección eléctrica del transformador principal que en estos momentos está en investigación. Los sistemas de seguridad han actuado según está previsto en el diseño de la instalación, y la planta se encuentra en parada de forma segura.

El titular de la central está llevando a cabo las verificaciones necesarias para confirmar el estado correcto de los equipos implicados.

Con la información disponible hasta este momento, se clasifica con nivel 0 en la Escala Internacional de Sucesos Nucleares y Radiológicos (INES). Esta notificación al CSN se ha realizado siguiendo el procedimiento establecido y siguiendo las pautas recogidas en la Instrucción del Consejo IS-10. El Consejo ha informado a través de su página web de la recepción de notificación de este suceso.

Tesla se desploma un 10% en Wall Street ante el temor a un mayor control demócrata sobre Musk

Redacción — Thu, 05 Nov 2026 16:44:00 GMT

Las acciones de Tesla volvían a registrar fuertes caídas este jueves en Wall Street, donde llegaban a desplomarse más de un 10% poco después de la apertura en Wall Street ante la preocupación de los inversores por las posibles consecuencias de la victoria demócrata en las elecciones de mitad de mandato de Estados Unidos para el imperio empresarial de Elon Musk.

El retroceso se produce después de que los títulos del fabricante de vehículos eléctricos cedieran un 3,3% en la sesión del miércoles. De esta forma, Tesla acumula una caída de alrededor del 23% en lo que va de año, en un contexto de creciente incertidumbre política y de ventas generalizadas en el sector tecnológico.

La presión vendedora también alcanzó a SpaceX, la compañía aeroespacial y de inteligencia artificial dirigida por Musk, cuyas acciones se desplomaban un 10,5%. Ambas empresas tienen su sede en Texas, uno de los estados en los que los demócratas lograron avances electorales.

La presión sobre Tesla

Los inversores temen que el nuevo equilibrio de fuerzas en el Congreso estadounidense, con los demócratas al frente de ambas cámaras, pueda traducirse en un mayor escrutinio regulatorio sobre las compañías de Musk y dificultar algunos de sus proyectos de expansión.

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Entre los ámbitos que podrían verse afectados figuran los proyectos vinculados a la inteligencia artificial, el desarrollo de centros de datos y las actividades de Starlink, además de los contratos y las relaciones de sus empresas con la Administración estadounidense.

La caída de Tesla se enmarca, además, en una jornada de fuertes pérdidas para los valores tecnológicos y las compañías relacionadas con la inteligencia artificial. El Nasdaq retrocede un 5,6% durante la sesión, lastrado por las ventas en semiconductores y empresas vinculadas a las infraestructuras de IA.

Las importaciones de crudo a España caen un 7,4% en septiembre

Redacción — Thu, 05 Nov 2026 16:44:00 GMT

Las importaciones de crudo a España se situaron en 4,773 millones de toneladas en septiembre, cayendo un 7,4% con respecto al mismo mes del año pasado y con Nigeria nuevamente como principal suministrador, por delante de Estados Unidos y Brasil, según datos de la Corporación de Reservas Estratégicas de Productos Petrolíferos (Cores).

Por su parte, el crudo que llegó a España en el noveno mes de 2026 con origen en Oriente Medio cayó un 70% con respecto a los niveles de hace un año, hasta las 174.000 toneladas, representando apenas el 3,6%.

El crudo llegado de esa zona en septiembre procedió de Arabia Saudí (81.000 toneladas) y de Irak (93.000 toneladas), país de la zona que reactivó así su suministro, tras haber sido prácticamente nulo desde el estallido del conflicto en Oriente Medio.

Las importaciones de crudo a España

En el mes se importaron 29 tipos de crudo originarios de 19 países, siendo Nigeria, con 938.000 toneladas y el 19,6% del total, el principal suministrador de crudo a España en agosto, con un aumento interanual del 88,3%.

Le siguieron Estados Unidos, con 890.000 toneladas y el 18,6% del total), que aumenta sus entregas un 21,5% respecto a septiembre del año pasado, y Brasil, con 734.000 toneladas y el 15,4%).

Por su parte, las importaciones de crudo de los países miembros de la OPEP crecieron en el mes un 22,1% con respecto a septiembre de 2025 y representan el 47,4% del total.

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Aumentaron interanualmente las entradas de crudo procedentes de Libia (+283,8%), Nigeria (+88%) y Venezuela (sin importaciones en septiembre del año pasado).

Los países No-OPEP

Por su parte, las entradas de crudo de los países No-OPEP disminuyeron un 23,9% en el mes frente al mismo periodo de 2025 y representaron el 52,6% del total.

Por áreas geográficas, África, con un incrementó del 18,2% en el mes, fue la principal zona de abastecimiento en el mes -con el 41,3% del total-. Le siguen América Central y del Sur (28,5%), América del Norte (21,4%), Europa y Euroasia (5,2%) y Oriente Medio (3,6%).

Los impuestos ambientales recaudaron 27.710 millones de euros en 2025, un 7,5% más

Redacción — Thu, 05 Nov 2026 16:41:00 GMT

Los impuestos ambientales recaudaron 27.710 millones de euros en 2025, lo que supone un aumento del 7,5% respecto al año anterior, y el 42,4% los pagaron los hogares. Así se desprende del avance de Cuentas de impuestos ambientales correspondientes a 2025 del Instituto Nacional de Estadística (INE) .

Respecto al total de impuestos de la economía española, el conjunto de los impuestos ambientales representaron el 6,6% del total de la carga impositiva de la economía española, dos décimas menos que en 2024.

Según la clasificación del sistema de cuentas nacionales, los impuestos sobre los productos, excluidos el IVA, totalizaron 20.871 millones de euros, un 10,9% más que el año anterior. Por su parte, los otros impuestos sobre la producción alcanzaron los 5.026 millones (un 2,9% menos que en 2024) y los otros impuestos corrientes ambientales sumaron 1.813 millones (un 0,9% más).

Los impuestos de naturaleza ambiental representaron el 39,9% del total de impuestos sobre los productos, excluidos IVA. Por su parte, los otros impuestos corrientes con finalidad ambiental supusieron el 32,2% del total, y los otros impuestos sobre la producción ambientales, el 20,4%.

Los impuestos ambientales y los hogares

Por ramas de actividad, los hogares pagaron 11.758 millones de euros, un 1,4% más que en 2024, y representan un 42,4% del total de impuestos ambientales de 2025. Y, por tipo, abonaron el 72,6% de los impuestos sobre el transporte, el 42% de los impuestos sobre la energía y el 6% de los impuestos sobre la contaminación y los recursos.

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Por su parte, las ramas de actividad pagaron el 57,6% del total de impuestos ambientales. Por tipo, abonaron el 94% de los impuestos sobre la contaminación y los recursos, el 58% de los impuestos sobre la energía y el 27,4% de los impuestos sobre el transporte.

Las ramas de actividad que pagaron más impuestos ambientales en 2025 fueron industria manufacturera (20,8% del total) y transporte y almacenamiento (13,2%).

Por el contrario, las que menos impuestos ambientales abonaron fueron la agricultura, ganadería, selvicultura y pesca y las industrias extractivas (con el 0,4% y 0,5% del total, respectivamente).

Expertos abogan por acelerar la transición energética con más inversión, competitividad y apoyo social

Redacción — Thu, 05 Nov 2026 16:40:00 GMT

Expertos han abogado por acelerar la transición energética en Europa mediante un incremento de las inversiones, el refuerzo de la competitividad industrial y la consolidación de un amplio respaldo social, todo ello en un contexto marcado por la creciente incertidumbre geopolítica y el aumento de los costes de financiación.

En la jornada 'Sendas geopolíticas de la transición energética: objetivos climáticos', organizada por Fundación Naturgy y el Real Instituto Elcano, la vicepresidenta de la European Scientific Advisory Board on Climate Change, Laura Díaz Anadón, defendió mantener la ambición climática del bloque comunitario frente a quienes sugieren reducir los objetivos por motivos económicos o de seguridad.

Así, consideró que "lo que Europa necesita ahora no es un retroceso en sus ambiciones climáticas, sino una implementación más rápida, coherente y creíble".

En este sentido, Díaz señaló que gran parte de los problemas actuales del continente derivan de las propias dependencias de los combustibles fósiles importados, las cuales exponen a los gobiernos, empresas y hogares a la volatilidad de los precios.

Hacia la transición energética

Por ello, aseguró que la estrategia competitiva "no puede consistir en recrear la economía del pasado", sino en "competir por el liderazgo en la economía del futuro" a través de tecnologías clave como las renovables, el almacenamiento avanzado y la electrificación.

De esta manera, la experta llamó también a acompañar este proceso de transformación con un apoyo decidido a la innovación y una transición justa para los colectivos afectados y subrayó que el esfuerzo "debe acompañarse de apoyo a la innovación y a la transformación industrial, formación para los trabajadores y respaldo a las regiones que dependen de los combustibles fósiles".

Por su parte, el presidente ejecutivo de Naturgy, Francisco Reynés, que inauguró la jornada, apuntó que, a pesar de que "el cambio climático, la transición energética y la agenda verde siguen allí", los países los "interpretan de forma diferente y con más o menos facilidad de implementación por las circunstancias".

Así, advirtió de que "el mundo está cambiando a una velocidad que habría sido increíble hace unas décadas", por lo que el análisis geopolítico cobra una relevancia fundamental para abordar el futuro del sector energético.

Mientras, el presidente del Real Instituto Elcano, José Juan Ruiz, analizó el cambio de paradigma global, afirmando que "el debate sobre el cambio climático, tal como se ha planteado durante una década, ha llegado a su final de ciclo".

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En este sentido, consideró que "ha desaparecido el consenso, ha desaparecido la energía barata y la paciencia social se ha agotado", por lo que instó a enfocar la transición como "un tema de seguridad nacional y de competitividad".

Marcos regulatorios sólidos

En un panel de discusión posterior, moderado por el director del Programa de Energía y Clima del Real Instituto Elcano, Gonzalo Escribano, se analizó la importancia de contar con marcos regulatorios sólidos y con la implicación directa de la ciudadanía.

Sobre este punto, la investigadora del Grantham Research Institute de la London School of Economics, Alina Averchenkova, destacó la existencia de más de 70 leyes marco de cambio climático a nivel global, recordando que "esta transición no tendrá éxito si la ciudadanía no la respalda".

Desde la perspectiva de la política industrial española, la directora de Oikos, Valentina Martínez, resaltó que la gran oportunidad del país radica en atraer la demanda industrial hacia las zonas con energía limpia más asequible.

Igualmente, apuntó que "el clima como política industrial es una gran oportunidad para España", si bien advirtió de la necesidad de completar el sistema con redes y almacenamiento para garantizar "decisiones que permitan inversiones rentables".

Zelenski pide ayuda a los países iberoamericanos para mantener sus sistemas energéticos

Redacción — Thu, 05 Nov 2026 16:00:00 GMT

El presidente de Ucrania, Volodímir Zelenski, ha pedido a los líderes reunidos en Madrid en el marco de la XXX Cumbre Iberoamericana ayuda "lo antes posible" para mantener operativos los sistemas energéticos en su país ante los continuados ataques rusos.

"Les pido ayuda para entrar en contacto con sus compañías, con sus productores, para obtener suministros para Ucrania lo antes posible. Hagamos que esto sea posible", ha dicho el líder ucraniano durante su encuentro, en la misma sala del plenario, con el presidente del Gobierno español, Pedro Sánchez, y otros líderes iberoamericanos.

Zelenski, que se ha reunido también con el presidente del Consejo Europeo, António Costa, y con la vicepresidenta de la Comisión Europea, Teresa Ribera, ha hablado, entre otros suministros, de transformadores, cables, equipos electrónicos modernos y generadores de diésel y gas.

Los ataques a los sistemas energéticos de Ucrania

Ante jefes de Estado, de Gobierno o cancilleres de los veintidós países iberoamericanos, Zelenski expuso que "hay compañías en España y Latinoamérica" que pueden ayudar a Ucrania en estas necesidades.

En concreto, enumeró que Ucrania está interesado en transformadores de Brasil, México, Argentina y Colombia; cables de Chile, o equipos eléctricos y generadores de España.

"Lo siento porque estoy hablando muy en detalle, pero es que esto es importante, necesitamos que sean equipos compatibles con nuestra red eléctrica y lo necesitamos rápidamente", añadió Zelenski, que tras las reunión con los líderes iberoamericanos se desplazará al palacio de la Zarzuela donde será recibido por el rey Felipe VI y posteriormente se reunirá en la sede de la Presidencia del Gobierno español con Sánchez.

Zelenski hizo hincapié en que uno de los "principales desafíos" actualmente de Ucrania son los ataques de Rusia a sus centrales eléctricas y a la red eléctrica, al tiempo que destacó la "heroica" labor de los operarios ucranianos trabajando "muy duro 24 horas" para subsanar los daños y conseguir que "Rusia no pueda provocar un apagón total en Ucrania".

Bayer producirá 'aspirinas' en Asturias con vapor 100% renovable gracias a Iberdrola

Redacción — Thu, 05 Nov 2026 15:59:00 GMT

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La planta de Bayer La Felguera (Langreo) ha empezado a recibir vapor de origen 100% renovable, generado por Iberdrola, para producir ácido acetilsalicílico. La energética ha electrificado la producción de este vapor, sustituyendo los combustibles fósiles por electricidad de origen renovable, lo que permite eliminar 6.500 toneladas de CO2 al año.

En el proceso se utiliza un sistema de almacenamiento térmico de sales que permite guardar la energía renovable para producir vapor a cualquier hora. Así, en los momentos en los que la electricidad es más competitiva, es decir, cuando hay más generación renovable, se almacena para utilizarla cuando el proceso industrial lo necesita.

Para suministrar la electricidad necesaria para producir el 100% del vapor que consume el proceso, Iberdrola ha desarrollado un PPA (Power Purchase Agreement, por sus siglas en inglés) de 15 MW de energía renovable y una instalación fotovoltaica de autoconsumo de 2,5 MW.

Además, se trata del primer proyecto de electrificación de calor con almacenamiento térmico de gran tamaño en España, articulado a través de un contrato de venta de calor a plazo HPA (Heat Purchase Agreement, por sus siglas en inglés). Para su puesta en marcha, la energética ha realizado una inversión superior a los 18 millones de euros y ha contado con la participación de más de 60 profesionales.

Fase de pruebas

La instalación, actualmente en fase de pruebas, sustituye el consumo de gas y opta por un modelo de electrificación industrial para producir, entre otros principios activos, el ácido acetilsalicílico, lo que resulta fundamental para avanzar hacia un modelo energético seguro, autosuficiente, competitivo y sostenible, independiente de los combustibles fósiles. Esta apuesta posiciona a la cuenca minera asturiana como referente en desarrollo sostenible y competitividad, con innovación industrial desarrollada en España.

El ácido acetilsalicílico, que se produce en la Felguera, es el principio activo de la conocida Aspirina® de Bayer, que junto a otros principios activos que se fabrican en el centro asturiano y que se distribuyen desde allí a todo el mundo. Esta apuesta refuerza la transformación de un centro estratégico para la farmacéutica a escala global. La electrificación del proceso productivo permitirá a Bayer avanzar en su descarbonización y reforzar, como eje de competitividad y resiliencia industrial, la autonomía estratégica de Asturias, España y Europa, al tiempo que reduce las dependencias energéticas

“Este hito supone un gran paso no solo para Bayer, sino también para el sector farmacéutico y productivo reforzando el liderazgo de Asturias y de España como referente en desarrollo industrial y sostenible. La Felguera es un centro estratégico para Bayer a escala global, y este proyecto nos permite avanzar hacia un modelo productivo más eficiente, resiliente y competitivo, al tiempo que reforzamos nuestro compromiso con Asturias y con el mantenimiento de capacidades industriales estratégicas en España y Europa”, ha señalado Jorge Álvarez, director de la planta de Bayer en Asturias.

En palabras de David Martínez, CEO de Iberdrola Energía España: “Este es el primer gran proyecto de electrificación del vapor con almacenamiento térmico en España y uno de los mayores del mundo, lo que demuestra el firme compromiso de Iberdrola España con Asturias. El almacenamiento térmico es una tecnología disponible que puede descarbonizar hasta el 50% del calor consumido por la industria en España. Con esta iniciativa, Iberdrola España y Bayer abren el camino a nuevos proyectos en España y en otros mercados”.

El proyecto, desarrollado por Iberdrola, incorpora tecnología de la ingeniería española Inerco para integrar el sistema de almacenamiento térmico y cuenta con el respaldo de distintas instituciones y organismos públicos: el Instituto para la Diversificación y el Ahorro de la Energía (IDAE) y el Instituto para la Transición Justa (ITJ), ambos adscritos al Ministerio para la Transición Ecológica y el Reto Demográfico; el Principado de Asturias; y el Ayuntamiento de Langreo. Además, el proyecto desarrollado por Iberdrola cuenta con el apoyo del Fondo de Innovación de la Unión Europea, en el marco del programa Innovation Fund, gestionado por CINEA.

De la tradición industrial a un modelo de futuro

La transformación cobra especial relevancia por su ubicación en la Cuenca Minera asturianas, un territorio históricamente ligado al carbón y a la actividad industrial que ahora avanza hacia un modelo basado en la innovación, la electrificación y las energías renovables.

Como símbolo de esta evolución, el centro de Bayer ha presentado el mural "Del Negro al Berde", desarrollado en colaboración con el colectivo BERDE. La obra plasma el tránsito desde un pasado industrial marcado por el carbón hacia un futuro ligado a la electrificación. Además, el proyecto que ha contado con la dirección artística de Manuel García incorpora una dimensión social gracias a la participación de personas con diversidad funcional.

Con más de ocho décadas de actividad, La Felguera reafirma su apuesta por la transformación y la competitividad industrial. La innovación tecnológica, la colaboración con el entorno y la sostenibilidad son los ejes con los que el centro continúa reforzando su papel en la red global de Bayer.

El TJUE avala que el gasoducto Nord Stream 2 deba cumplir las normas europeas del mercado del gas

Redacción — Thu, 05 Nov 2026 13:32:00 GMT

El Tribunal de Justicia de la Unión Europea (TJUE) ha confirmado que el gasoducto Nord Stream 2, que conecta Rusia con Alemania a través del mar Báltico, debe cumplir las normas europeas del mercado del gas, al rechazar el recurso presentado por la empresa responsable de la infraestructura contra las obligaciones impuestas por la UE a los gasoductos procedentes de países terceros.

La sentencia confirma así una decisión anterior del Tribunal General y mantiene en vigor las reglas introducidas en 2019, que obligan a separar las actividades de suministro de gas de la gestión de las redes de transporte, permitir el acceso de otros operadores a estas infraestructuras y garantizar una mayor transparencia.

El caso se remonta a la reforma de la legislación europea aprobada aquel año, que extendió estas exigencias a los gasoductos que conectan un Estado miembro con un país no comunitario, incluidos los tramos situados en sus aguas territoriales. La normativa contemplaba, no obstante, posibles exenciones para las instalaciones terminadas antes del 23 de mayo de 2019, una disposición que Nord Stream 2 AG impugnó ante la Justicia europea.

El uso del Nord Stream 2

En su fallo, el TJUE rechaza que la compañía pudiera confiar en quedar al margen de estas obligaciones, al señalar que las instituciones europeas no le habían ofrecido ninguna garantía de que las normas del mercado del gas seguirían sin aplicarse a su infraestructura.

Por el contrario, el Alto Tribunal europeo considera que existían "numerosos indicios" desde años antes de que la regulación acabaría extendiéndose a los gasoductos procedentes de países terceros y, en particular, a Nord Stream 2, por lo que descarta que la empresa tuviera derecho a un período transitorio o a recibir una compensación.

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Asimismo, la Justicia europea señala que aplicar estas reglas a las infraestructuras que atraviesan aguas territoriales de los Estados miembros permite "evitar un vacío jurídico" y dar "mayor coherencia" a la legislación comunitaria sobre el mercado del gas.

En cuanto a las obligaciones de competencia, el Tribunal respalda la exigencia de separar la gestión de las redes de las actividades de suministro, al considerar que contribuye a impedir que las empresas dominantes puedan "abusar de su posición" al controlar simultáneamente distintos ámbitos del sector.

También aclara que, aunque resulte improbable que otros operadores soliciten utilizar Nord Stream 2, esta circunstancia no elimina su derecho a acceder al gasoducto y a sus "capacidades de transporte", tal como establece la normativa europea.

Por último, el TJUE concluye que la estructura de propiedad de la compañía tampoco justifica que quede exenta de estas exigencias, puesto que permitirlo supondría privar a las obligaciones de separación de su "efecto útil".

El BMW i3 eléctrico llega a España desde 58.400 euros y con hasta 912 kilómetros de autonomía

Redacción — Thu, 05 Nov 2026 13:03:00 GMT

BMW ha revelado de forma oficial los precios en España de la nueva generación del Serie 3, que supone un importante salto tecnológico para la berlina, con la llegada del primer BMW i3 totalmente eléctrico basado en la plataforma Neue Klasse y una gama que mantiene los motores de combustión con tecnología híbrida suave de 48 voltios.

La nueva familia del BMW Serie 3 combina así distintas tecnologías de propulsión y estará encabezada, en el apartado eléctrico, por el nuevo BMW i3, disponible inicialmente en las versiones i3 50 xDrive e i3 40 xDrive con precios al contado desde 63.900 y 58.400 euros en el mercado nacional.

La gama se completará con motores de gasolina y, próximamente, con una variante híbrida enchufable y un previsto BMW i3 M60 xDrive M Performance para 2027, la versión más deportiva y prestacional de este modelo.

Las prestaciones del BMW i3 eléctrico

El nuevo BMW i3 50 xDrive alcanza una potencia máxima de 345 kW (469 CV) y un par de 645 Nm, con una aceleración de 0 a 100 km/h en 4,7 segundos, convirtiéndose en uno los modelos eléctricos más prestacionales del mercado, según los datos ofrecidos por la compañía.

Su enorme batería de 108,7 kWh, una de las de mayor capacidad en el mercado, permitirá alcanzar una autonomía de hasta 912 kilómetros según el ciclo WLTP (lo que podrían ser más de 700 kilómetros en una conducción exclusivamente en autopista), es decir, cifras que de cumplirse se estarían equiparando prácticamente en recorrido a sus homólogas de gasolina.

Mientras, su sistema de carga en corriente continua admite potencias de hasta 400 kW. Según la firma germana, diez minutos de carga rápida pueden aportar energía suficiente para recopilar hasta 423 kilómetros de autonomía, siempre que la infraestructura permita alcanzar la potencia máxima de recarga y en las condiciones contempladas por el ciclo de homologación.

Por debajo se sitúa el BMW i3 40 xDrive, con 275 kW (374 CV), 520 Nm de par y una batería de 82,8 kWh. Este modelo ofrece hasta 710 kilómetros de autonomía WLTP y admite cargas de corriente continua de hasta 300 kW, con una ganancia de autonomía de hasta 337 kilómetros en diez minutos en las condiciones especificadas por BMW.

Gama gasolina con hibridación

El nuevo Serie 3 no abandona los motores de combustión, aunque por primera vez en su historia dejará el diésel. En el lanzamiento estarán disponibles diferentes mecánicas de gasolina con tecnología híbrida suave de 48 voltios.

El BMW 318 desarrolla 156 CV de potencia y 250 Nm de par, una aceleración de 0 a 100 km/h en 9,5 segundos y alcanza una velocidad máxima de 215 km/h, con un consumo combinado homologado de 7,5 litros cada 100 kilómetros.

El BMW 320 eleva la potencia hasta los 211 CV y el par hasta los 330 Nm. En este caso, acelera de 0 a 100 km/h en 7,4 segundos y alcanza los 240 km/h, con un consumo WLTP de 7,5 litros cada 100 kilómetros.

La versión de combustión más prestacional será el BMW M350 xDrive, equipado con un motor de gasolina de seis cilindros en línea y 3,0 litros, acompañado de tecnología híbrida suave de 48 voltios. El conjunto desarrolla 326 kW (443 CV) y 580 Nm de par, y permite acelerar de 0 a 100 km/h en 4,1 segundos.

Su velocidad máxima está limitada electrónicamente a 250 km/h. Además, BMW incorpora en esta versión la función 'Drift Moment', que permite enviar la potencia del motor exclusivamente a las ruedas traseras para facilitar el deslizamiento lateral en curva.

Diseño

BMW ha aplicado el mismo lenguaje de diseño de la Neue Klasse a la nueva Serie 3, con una imagen exterior que busca mantener una identidad común entre las versiones eléctricas y las equipadas con motor de combustión.

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La berlina presenta una configuración de 2,5 volúmenes, una batalla más larga y voladizos cortos. La superficie acristalada retrasada y los pasos de rueda marcados refuerzan su aspecto deportivo, mientras que las manillas de las puertas son escamoteables y se despliegan automáticamente al desbloquear el vehículo.

En el frontal, la parrilla doble y los faros se integran visualmente para crear una nueva firma luminosa que se alejan de la anterior generación, aunque mantiene la esencia Serie 3. En las versiones BMW M Performance aparecen además las nuevas luces amarillas M, inspiradas en el diseño de los coches de competición.

Interior

El habitáculo adopta igualmente el planteamiento de la Neue Klasse y sitúa la tecnología digital en el centro de la experiencia de conducción. El nuevo BMW Panoramic iDrive combina una pantalla panorámica debajo de los parabrisas, un Head-Up Display 3D opcional, la pantalla central y el nuevo volante multifunción.

La pantalla central tiene 17,9 pulgadas y está orientada hacia el conductor. El sistema BMW Operating System X permite además incorporar nuevas funciones y servicios digitales mediante actualizaciones de software.

El sistema de interacción combina controles táctiles, hápticos y comandos de voz mediante el Asistente Personal Inteligente de BMW. La integración de la tecnología Alexa+ de Amazon amplía las posibilidades de interacción mediante lenguaje natural.

La nueva Serie 3 también amplía sus sistemas de asistencia a la conducción. BMW anuncia funciones de nivel 2 según la clasificación SAE y la incorporación de su sistema BMW Symbiotic Drive. El Asistente de Autopista permitirá la conducción sin manos hasta 130 km/h en 21 países, entre ellos España, según la planificación comunicada por la marca para finales de 2026.