El Periódico de la Energía

La inteligencia artificial impulsa una nueva era en las redes gasistas

José Javier Ruiz — Wed, 06 May 2026 05:21:00 GMT

Este martes la distribuidora de gas italiana Italgas presentó los resultados del primer trimestre y compartió sus perspectivas para el año en curso. La acción de la gasista subía un 2% una vez concluida la presentación, frente a un 1% de avance durante gran parte de la mañana.

La positiva reacción de los inversores se debió a que la gasista presentó por primera vez perspectivas respecto a su beneficio neto del año. Las estimaciones de los analistas se encontraban en la parte más baja del rango presentado de 740 a 760 millones de euros, mientras que la deuda neta esperada para finales de este año se fijaba algo por debajo de las estimaciones de los analistas por la fuerte generación de flujos de caja, a pesar de que suben las inversiones.

También sorprendió a los inversores el nivel de avance de la obtención de las sinergias relacionadas con la integración de 2i Rete Gas. El consejero delegado, Paolo Gallo, anunció que se había alcanzado el 36,6% del objetivo previsto para 2031, comparado con un nivel de avance del 14% alcanzado al final de 2025. Se mantiene el objetivo de acabar el año con un nivel de avance del 50%, pero después de los resultados obtenidos en el primer trimestre, esta meta tendrá que ser revisada para la próxima presentación estratégica de junio.

Aceleración de la implementación de la IA

Aunque de los más de 90 millones de euros en sinergias anuales alcanzadas todavía no hay sinergias relacionadas directamente con la IA, el consejero delegado prometió que se va a revisar al alza el objetivo a largo plazo de eficiencias y productividad relacionadas directamente con la IA.

La razón es que, debido al proceso de integración, se han dado cuenta de que se les abre un universo nuevo de oportunidades para ser más eficientes, no solo a nivel de 2i Rete Gas, sino a nivel del grupo. La integración comenzó con la consolidación de los sistemas informáticos y la posterior migración a un ecosistema de nube único donde ya se encontraba activo.

Dentro del sistema de monitorización de la integración, se han creado agentes de la IA, implementados para la programación automatizada de intervenciones, lectura de contadores y gestión de incidencias informáticas, entre otras funciones. ”Nos hemos sorprendido de la velocidad con la que hemos implementado la IA”, comentaba el consejero delegado.

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Avanza la sustitución de contadores tradicionales por digitales

Aparte de la migración de los contadores de 2i Rete Gas al ecosistema de gestión remota de Italgas, el grupo ha avanzado en la implementación de nuevos contadores, con la adición de 200.000 nuevos contadores digitales modelo Nimbus.

Esta tecnología desarrollada internamente ha mejorado los estándares de comunicación con los contadores, la exactitud de las medidas de consumo, junto con mejoras en la ciberseguridad. El grupo ha pedido al fabricante medio millón más de contadores y se van a comenzar a implementar en su red de distribución de gas en Grecia.

Las mejoras de eficiencia van más allá de la red actual. El proceso de subasta para las nuevas concesiones de distribución de gas se ha acelerado en Italia, después de muchos años de retrasos. Desde principios de año, Italgas ha ganado cuatro subastas que podrían acelerar inversiones del grupo en 50 a 70 millones de euros anuales. Tienen pendiente se enviar ofertas por otras seis subastas alrededor del verano, de las cuales esperan ganar dos para finales de año.

Sinergias para compartir con los consumidores finales

El beneficio que pueda traer consigo la IA acabará beneficiando al consumidor final, ya que el 50% de la reducción de costes debe compartirse con el cliente final, según la regulación italiana. La próxima revisión de los estándares de costes operativos tendrá lugar en 2028 con la implementación de una regulación de reconocimiento de gastos operativos e inversiones conjuntamente (el esquema ROSS italiano). Esto le permitirá mantener el 100% de las sinergias obtenidas por lo menos durante los años 2026 y 2027.

Desde que llegó Paolo Gallo al grupo en agosto de 2016, el grupo no ha faltado a su compromiso de reportar cada beneficio neto trimestral mayor que el del año anterior. Gran parte de ese crecimiento ha sido posible a la capacidad del equipo gestor de avanzar en gestionar un negocio cada vez más eficiente.

”En 2028 tendremos un sistema de calculo de estándares totalmente diferente al actual”, añadió el consejero delegado respecto a la posibilidad de mantener gran parte de las sinergias de la integración.

Conducimos los Geely E5 y Starray EM-i: enchufados al mercado

Karam El Shenawy — Tue, 05 May 2026 23:30:00 GMT

Hace unas semanas tuvimos la oportunidad de conocerlos en una primera toma de contacto estática. Entonces ya quedaba claro que Geely no venía a cubrir expediente en el mercado español, sino a construir una gama con aspiraciones reales de volumen. Pero es ahora, después de haber podido conducirlos, cuando se entiende mejor el sentido de esta doble ofensiva: por un lado, el Geely E5, un SUV 100% eléctrico; por otro, el Starray EM-i, un híbrido enchufable pensado para quienes todavía no quieren, o no pueden, dar el salto completo al coche eléctrico.

No son dos coches rivales entre sí, aunque compartan filosofía de marca, enfoque tecnológico e incluso parte del lenguaje de diseño. En realidad, son dos respuestas distintas a una misma pregunta: cómo electrificar la movilidad cotidiana sin convertir el uso del coche en una complicación. Y ahí está, probablemente, una de las claves de ambos modelos.

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Porque más allá de la potencia, de la autonomía homologada o de la lista de equipamiento, lo interesante en este caso es que Geely ha tratado de resolver dos necesidades muy concretas. El E5 apunta a quien ya ve viable un eléctrico como coche principal. El Starray EM-i, en cambio, se dirige a ese conductor que quiere circular muchos kilómetros en eléctrico en el día a día, pero valora seguir teniendo un depósito de gasolina como red de seguridad en los desplazamientos largos.

Dos caminos hacia la electrificación

El Geely E5 entra en un terreno especialmente competitivo: el de los SUV eléctricos de tamaño medio. Mide 4,61 metros de largo, ofrece hasta 475 kilómetros de autonomía WLTP en ciclo combinado y recurre a un motor de 160 kW, equivalentes a 218 CV. Está construido sobre la arquitectura GEA, cuenta con batería LFP y apuesta por una presentación interior y tecnológica que busca ir un paso más allá de lo que tradicionalmente se espera en su franja de precio.

El Starray EM-i juega otra partida. Es más grande, con 4,74 metros de longitud, y su argumento central no es tanto la autonomía eléctrica pura como la versatilidad. Combina un motor de gasolina 1.5 con un propulsor eléctrico para entregar una potencia conjunta de 262 CV y homologa hasta 1.055 kilómetros de autonomía total, con una autonomía eléctrica que, en función de la batería, puede alcanzar 136 kilómetros WLTP combinados y hasta 184 kilómetros en uso urbano.

Geely E5: facilidad de uso

Lo primero que transmite el Geely E5 en marcha es naturalidad. No busca impresionar con una respuesta brusca ni con una puesta en escena artificialmente deportiva. Su planteamiento es otro: suavidad, silencio y una entrega de potencia suficientemente contundente como para mover con soltura el conjunto en cualquier circunstancia.

Eso le sienta bien. En ciudad se mueve con la lógica fluidez que se espera de un eléctrico moderno, pero también con una conducción fácil, progresiva y muy poco fatigante. En carreteras rápidas aparece otro de sus puntos fuertes: la sensación de coche bien aislado. No solo por la ausencia de ruido mecánico, sino por un trabajo aerodinámico y de filtrado que contribuye a que el viaje resulte cómodo y sereno. El dato oficial de un coeficiente aerodinámico de 0,269 ayuda a entender esa sensación de coche trabajado desde la eficiencia.

En el plano dinámico, el E5 deja una impresión equilibrada. No es un SUV eléctrico con aspiraciones deportivas, pero tampoco transmite torpeza. La batería integrada en la estructura, mediante tecnología Cell to Body, contribuye a bajar el centro de gravedad y eso se percibe en una carrocería razonablemente controlada y en una sensación general de aplomo. El reparto de pesos y la puesta a punto priorizan el confort, aunque sin desdibujar por completo la precisión.

En otras palabras, el E5 parece pensado para agradar a un público amplio. Y eso, en un coche que aspira a ser coche único en casa, es una virtud mayor de lo que a veces se reconoce.

Starray EM-i: cuando manda la lógica

Si el E5 convence por coherencia como eléctrico, el Starray EM-i lo hace por amplitud de uso. Hay muchos híbridos enchufables en el mercado, pero no todos están resueltos con el mismo grado de equilibrio. Aquí la sensación es que Geely ha querido construir un coche capaz de responder con solvencia en escenarios muy distintos.

En recorridos urbanos o metropolitanos, el Starray EM-i puede comportarse durante muchos kilómetros como un eléctrico. Y eso cambia la experiencia de uso. Hay silencio, suavidad y una respuesta inmediata al acelerador, con esa sensación de empuje limpio tan propia de los modelos electrificados bien afinados. Cuando entra en escena el motor térmico, lo hace sin brusquedades llamativas, lo que ayuda a preservar esa sensación de conjunto refinado.

En carretera abierta, además, el coche deja una impresión de aplomo más marcada que la que a veces ofrecen algunos PHEV concebidos a partir de plataformas no nativas. Aquí hay una arquitectura diseñada para electrificación, y eso se nota en la integración general del sistema. También influye la suspensión trasera independiente de multibrazo, así como un ajuste de chasis en el que Geely destaca el trabajo realizado junto a Lotus (una de sus marcas).

No se trata de un SUV con ambición deportiva, pero sí de un coche que da sensación de coche serio, bien asentado y pensado para viajar. Ese es probablemente su mejor terreno: el uso familiar, cotidiano y de larga distancia, con la tranquilidad añadida de poder funcionar durante muchos trayectos como un eléctrico y, a la vez, mantener la lógica de un híbrido enchufable para quien aún necesita máxima flexibilidad.

Mucho espacio, y bien aprovechado

Uno de los apartados donde más claramente se percibe el planteamiento de Geely es el interior. En los dos modelos hay una idea común: ofrecer más sensación de coche grande de la que sugieren sus dimensiones exteriores.

El Geely E5 resuelve bien ese objetivo. Tiene una batalla de 2,75 metros, un maletero de 461 litros ampliable hasta 1.877 litros y un habitáculo que busca aprovechar al máximo la arquitectura eléctrica para ganar espacio útil. La marca insiste, además, en la modularidad, en las soluciones de almacenamiento y en una segunda fila cómoda para uso familiar.

El Starray EM-i va incluso más lejos. Su tamaño extra le permite ofrecer 528 litros de maletero, una gran amplitud detrás y una configuración muy orientada a quien valora el coche como herramienta de viaje. Aquí no solo importa la cifra, sino cómo se traduce en vida real: acceso amplio, suelo plano detrás, buena cota para las piernas y una impresión general de coche pensado para familias.

Y esto es importante, porque uno de los grandes debates actuales sobre la electrificación no gira solo en torno a la autonomía, sino también en torno a la practicidad. Geely, en este sentido, parece haber entendido bien que un coche electrificado no solo tiene que ser eficiente: también tiene que resolver la vida cotidiana sin obligar a renuncias.

Tecnología visible y tecnología útil

Ambos SUV comparten un entorno interior dominado por una gran pantalla central de 15,4 pulgadas, cuadro digital y, en las versiones superiores, un head-up display de gran formato. A eso se suma conectividad 4G, compatibilidad con Apple CarPlay y Android Auto, actualizaciones remotas y un ecosistema digital articulado alrededor del sistema Flyme Auto.

La cuestión relevante aquí no es el tamaño de la pantalla, sino que la digitalización no parezca un escaparate vacío. Y, al menos sobre el papel y en una primera experiencia de uso, la sensación es que Geely ha puesto el foco en una interfaz rápida, visualmente actual y con un nivel de dotación muy elevado desde las versiones de acceso.

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También ocurre lo mismo con el equipamiento de seguridad. Tanto el E5 como el Starray EM-i llegan con una batería muy completa de asistentes a la conducción, cámara 360, ayudas activas y un planteamiento general que refuerza ese mensaje de coche “muy hecho” para su posicionamiento comercial. Ambos cuentan, además, con cinco estrellas Euro NCAP.

Precio y posicionamiento

Si se observa el mercado español con cierta perspectiva, resulta evidente que Geely ha elegido bien el momento y el formato. El SUV sigue siendo la carrocería dominante, la electrificación avanza a ritmos desiguales y el cliente pide cada vez más equipamiento por cada euro invertido.

En ese contexto, el Geely E5 parte desde 27.485 euros con campañas promocionales y el Starray EM-i desde 26.215 euros, también con promociones. Son precios de entrada que explican bastante bien cuál es la estrategia de la marca: no presentarse como una rareza tecnológica, sino como una alternativa real para compradores que comparan mucho y afinan cada vez más la decisión.

Y ahí está el verdadero examen. Hay que ofrecer argumentos tangibles. Autonomía razonable en el eléctrico, mucho recorrido útil en el híbrido enchufable, espacio, equipamiento y una experiencia de conducción que no haga sentir al usuario que está comprando una promesa, sino un producto terminado. Después de conocerlos primero en parado y ahora ya en movimiento, la conclusión más clara es que Geely ha planteado dos productos con sentido comercial y técnico.

Asia Pacífico domina las nuevas incorporaciones de energía solar fotovoltaica a nivel mundial

José A. Roca — Tue, 05 May 2026 22:39:00 GMT

Asia-Pacífico (APAC) se ha convertido en el mercado dominante de energía solar fotovoltaica del mundo, impulsado por un crecimiento excepcional de instalaciones durante la última década. A mediados de la década de 2020, la región representaba aproximadamente el 68 % del despliegue solar global, lo que subraya su papel como principal centro de expansión de la energía solar, según GlobalData.

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China arrasa

El último informe de GlobalData, “Asia Pacific Renewable Energy Policy Handbook 2026”, identifica a China como el actor principal, al añadir 278,9 GW de capacidad solar solo en 2025 y marcar el ritmo del crecimiento mundial. Otros grandes contribuyentes incluyen a India, que añadió alrededor de 31 GW y ya se encuentra entre los mayores mercados solares del mundo. Japón, un mercado maduro pero todavía en expansión, añadió aproximadamente 6,5 GW, mientras que Australia, líder per cápita impulsado en gran medida por la energía solar en tejados, instaló cerca de 4,6 GW.

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En toda la región más amplia, incluyendo Corea del Sur y el Sudeste Asiático, la energía solar también ha crecido rápidamente, con Vietnam y los mercados vecinos impulsando importantes aumentos de capacidad en los últimos años.

Sudeshna Sarmah, analista de energía de GlobalData, comenta: “Varios factores estructurales están sosteniendo este impulso. Los costes de los equipos solares han caído drásticamente debido a una fuerte oferta, manteniendo a la energía solar fotovoltaica entre las fuentes más baratas de nueva generación eléctrica. Al mismo tiempo, los gobiernos están reforzando el crecimiento mediante objetivos de energías renovables, incentivos y subastas competitivas, situando a la energía solar como un pilar central de las estrategias nacionales de descarbonización y seguridad energética”.

Ventajas en la cadena de suministro

La región APAC también se beneficia de fuertes ventajas en la cadena de suministro y de una creciente confianza de los inversores. Liderada por China, la región domina la fabricación mundial de componentes solares, lo que permite economías de escala, disponibilidad fiable de equipos y menores costes de proyecto. A medida que desarrolladores y financiadores adquieren experiencia en proyectos a gran escala, el capital se ha vuelto más accesible, apoyando un ciclo de despliegues más grandes, mejores condiciones económicas y una expansión continua del mercado.

Sarmah concluye: “De cara al futuro, las perspectivas siguen siendo muy positivas, especialmente dado el esperado mantenimiento de altas tasas de instalación en China y el aumento de la demanda eléctrica en la región. Las previsiones de GlobalData sugieren que China seguirá siendo el mayor contribuyente individual a las nuevas incorporaciones renovables globales hasta finales de la década de 2020, mientras India y otros mercados persiguen ambiciosos objetivos para 2030. A pesar de desafíos como la integración en la red y las limitaciones de suelo, los ajustes regulatorios y nuevas aplicaciones como la energía solar flotante están ayudando a sostener el crecimiento, posicionando a APAC para mantener el liderazgo en energía solar fotovoltaica bien entrada la década de 2030”.

La OCDE acelera el abandono de los combustibles fósiles mientras las renovables se consolidan como eje del sistema eléctrico

José A. Roca — Tue, 05 May 2026 22:38:00 GMT

La transición energética mundial ha dejado de ser una promesa para convertirse en una realidad medible. En 2025, los 38 países miembros de la Organización para la Cooperación y el Desarrollo Económicos (OCDE) registraron un hecho histórico: por primera vez, todos ellos produjeron menos electricidad a partir de combustibles fósiles que en sus años de máximo consumo, según Ember. El cambio marca el inicio de un declive estructural del carbón, el petróleo y, progresivamente, también del gas en las economías más desarrolladas del planeta.

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Los datos muestran con claridad la magnitud de la transformación. Desde el pico alcanzado en 2007, la generación eléctrica basada en combustibles fósiles en la OCDE ha caído un 19%, pasando de 6.753 teravatios hora (TWh) a 5.440 TWh en 2025. En aquel año, las fuentes fósiles representaban el 63% de toda la electricidad producida por el bloque; hoy su participación se ha reducido al 48%, casi diez puntos por debajo del promedio mundial.

La caída más pronunciada corresponde al carbón, símbolo histórico de la industrialización y principal responsable de las emisiones del sector energético. En menos de dos décadas, la generación eléctrica con carbón se redujo un 53%, desde 3.853 TWh hasta 1.808 TWh. La producción basada en derivados del petróleo y otros combustibles fósiles también sufrió un fuerte retroceso del 63%.

El gas natural, sin embargo, siguió una trayectoria distinta. Su uso aumentó un 46% desde 2007, especialmente en Estados Unidos, donde sustituyó masivamente al carbón gracias al auge del gas de esquisto. De hecho, el 84% del crecimiento del gas dentro de la OCDE se concentró en territorio estadounidense. Aun así, la expansión gasista no logró compensar el desplome del carbón, lo que permitió una reducción neta de las emisiones.

Las renovables, motor del cambio

El verdadero motor de este cambio ha sido la expansión acelerada de las energías renovables. La generación solar y eólica creció en conjunto más de 2.100 TWh desde 2007, suficiente no solo para reemplazar la caída fósil, sino también para cubrir el incremento de la demanda eléctrica y compensar el descenso de otras fuentes como la nuclear o la hidroeléctrica.

El impacto climático es significativo. Las emisiones del sector energético en la OCDE disminuyeron un 28% desde 2007, equivalente a 1.477 millones de toneladas de CO2 evitadas. La reducción supera incluso el ritmo de caída de la generación fósil debido al retroceso especialmente acelerado del carbón, el combustible más contaminante.

Aunque el avance es generalizado, el ritmo de transición varía enormemente entre países. Algunas naciones ya han alcanzado sistemas prácticamente libres de combustibles fósiles. Islandia y Costa Rica producen electricidad sin recurrir al carbón, el petróleo ni el gas, apoyadas en abundantes recursos hidroeléctricos y geotérmicos. Suecia, Suiza y Finlandia están muy cerca de completar ese proceso, con menos del 5% de su electricidad procedente de fuentes fósiles.

Finlandia y Dinamarca destacan entre los casos más exitosos de transformación energética. Finlandia redujo un 91% su generación fósil desde 2003, mientras la energía eólica pasó de ser marginal a representar el 28% de su matriz eléctrica. Dinamarca, pionera de la energía eólica, disminuyó un 94% su producción fósil desde los años noventa, hasta situarla en apenas el 9% del total eléctrico.

El abandono del carbón se ha convertido en uno de los indicadores más visibles de la transición. Un tercio de los países de la OCDE ya no utiliza este combustible para producir electricidad. Finlandia cerró su última central de carbón en abril de 2025, sumándose a una lista en la que también figuran Estonia, Costa Rica y Lituania. España, Francia e Irlanda están a punto de eliminarlo por completo.

La dependencia fósil sigue siendo elevada en grandes economías

Sin embargo, la dependencia fósil sigue siendo elevada en varias grandes economías. En 2025, once países aún obtenían más de la mitad de su electricidad de combustibles fósiles. Israel encabeza la lista con un 83%, seguido por México, Polonia, Japón, Australia, Corea del Sur y Estados Unidos. Estos países afrontan ahora el reto más complejo: sustituir sistemas eléctricos construidos durante décadas alrededor del carbón y el gas.

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Pese a ello, las perspectivas apuntan a una caída continuada de los combustibles fósiles en los próximos años. Cerca del 80% de los miembros de la OCDE ya han anunciado planes para eliminar progresivamente el carbón o completar su abandono. Incluso en países sin fechas oficiales, la rápida expansión renovable está reduciendo su dependencia.

Australia, históricamente ligada al carbón, planea alcanzar un 82% de generación renovable para 2030. Algunos territorios ya muestran el potencial de esta transformación: Australia Meridional obtiene actualmente cerca de tres cuartas partes de su electricidad de la energía solar y eólica.

En Estados Unidos, la transición avanza impulsada por políticas estatales más ambiciosas que las federales. California se ha propuesto alcanzar un sistema 100% renovable en 2045, mientras otros estados como Minnesota o Connecticut fijaron objetivos similares para 2040.

La competitividad económica de las renovables explica buena parte de esta aceleración. La energía solar y eólica ya son significativamente más baratas que las centrales de gas de ciclo combinado. En 2025, el coste promedio de producir electricidad solar se situó en 39 dólares por megavatio hora, frente a los 102 dólares del gas. Incluso la eólica marina, tradicionalmente más costosa, ha alcanzado prácticamente la paridad.

La caída del precio de las baterías refuerza aún más esta tendencia. Los sistemas híbridos de energía solar con almacenamiento cuestan ya casi la mitad que la generación eléctrica basada en gas. La transición energética, por tanto, ya no responde únicamente a razones climáticas, sino también a criterios económicos y de seguridad energética.

Las renovables superan al carbón

El fenómeno se extiende más allá de las economías desarrolladas. A escala mundial, 2025 marcó otro hito histórico: por primera vez en más de un siglo, las energías renovables superaron al carbón en participación dentro de la generación eléctrica global. La energía solar y eólica cubrieron prácticamente todo el crecimiento de la demanda mundial durante el año.

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China e India, dos gigantes energéticos tradicionalmente dependientes del carbón, registraron también descensos en su generación fósil. En China, la producción eléctrica basada en combustibles fósiles cayó un 0,9%, mientras la generación solar se disparó un 40%. India redujo un 3,3% su generación fósil tras un fuerte crecimiento renovable.

Lo más relevante es que ambos países parecen estar saltándose la transición intermedia hacia el gas natural y avanzando directamente desde el carbón hacia las energías renovables. Este cambio podría redefinir el futuro energético mundial y acelerar el descenso global de emisiones.

Latinoamérica y el Caribe siguen una tendencia similar. Desde 2015, la generación fósil regional cayó un 16%, mientras la producción solar y eólica aumentó lo suficiente para cubrir el crecimiento de la demanda eléctrica.

El panorama que emerge en 2025 refleja un cambio estructural profundo. La energía fósil ya no domina de forma incontestable el sistema eléctrico mundial. Las renovables se han convertido en la opción más competitiva y están transformando el modelo energético tanto en economías avanzadas como emergentes. La transición aún enfrenta desafíos técnicos, políticos y sociales, pero los datos muestran que el declive de los combustibles fósiles ha dejado de ser una hipótesis para convertirse en una tendencia irreversible.

Nueva ola de proyectos de gas en aguas profundas del Sudeste Asiático

José A. Roca — Tue, 05 May 2026 22:37:00 GMT

El Sudeste Asiático está entrando en una segunda ola crítica de desarrollo de gas en aguas profundas, orientada a explotar 28 billones de pies cúbicos de recursos en Indonesia, Malasia y Brunéi. Sin embargo, sacar adelante estos proyectos no será sencillo. Los modelos de Wood Mackenzie sugieren que estos proyectos presentan una economía frágil, y muchos ofrecen tasas internas de retorno (TIR) inferiores al 15%. Como resultado, los operadores disponen de un margen muy reducido para cometer errores de ejecución mientras intentan desplegar más de 20.000 millones de dólares en nueva infraestructura y suministro antes de 2030, según estimaciones de Wood Mackenzie.

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“El rápido agotamiento de los campos de gas terrestres y de aguas poco profundas del Sudeste Asiático obliga a centrarse en recursos de aguas profundas que antes se consideraban demasiado arriesgados y costosos”, afirmó Munish Kumar, analista sénior de investigación upstream en Wood Mackenzie. “La primera ola de proyectos de gas en aguas profundas de Asia, entre 2008 y 2017, demostró la viabilidad comercial del concepto en nuevos países como India, China y Malasia. Pero desde entonces, la actividad ha sido esporádica debido a diversos desafíos comerciales, regulatorios y geológicos. Ahora estamos entrando en una nueva fase: el momento ‘Deepwater 2.0’ de Asia”.

Deepwater 2.0: un impulso oportuno para la seguridad energética

Según Wood Mackenzie, la producción de gas offshore no asociado de Indonesia ha caído más de un 12% desde su pico de 2018, mientras que Brunéi necesitará 500 millones de pies cúbicos diarios de nuevo suministro de gas después de 2030 para mantener su producción de GNL. Se prevé que Malasia obtenga el 20% de su producción de gas de proyectos en aguas profundas para 2027.

Esta segunda ola apunta a unos 28 billones de pies cúbicos, equivalentes a 5.000 millones de barriles de petróleo equivalente, mediante seis grandes desarrollos, señaló Wood Mackenzie. Entre los proyectos clave se encuentran North Ganal, Rapak y Ganal en la cuenca de Kutei (Indonesia); South Andaman (Tangkulo y Layaran) en el norte de Sumatra; Kelidang en Brunéi, y Rosmari-Majoram en Malasia. El gasto total de capital combinado en estos desarrollos superará los 20.000 millones de dólares a precios de 2026. “Estos proyectos proporcionarán un suministro crítico de gas tanto a los mercados nacionales como a las plantas exportadoras de GNL, sustituyendo la producción heredada en declive”, indicó Kumar.

El grupo de operadores es diverso e incluye grandes compañías como Eni y Shell, empresas nacionales como PETRONAS y nuevos actores medianos en aguas profundas como Mubadala. Eni está desarrollando simultáneamente tres hubs separados en aguas profundas en la cuenca de Kutei, incluido el proyecto North Ganal. Las oportunidades actuales de farm-down de Eni en la cuenca de Kutei y de Harbour Energy en el norte de Sumatra también ofrecen puntos de entrada para compañías que buscan activos de crecimiento en aguas profundas.

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Una economía frágil exige una ejecución impecable

El análisis de Wood Mackenzie muestra que la mayoría de los proyectos se sitúan alrededor de un umbral de TIR del 15% bajo supuestos base, significativamente inferior al de desarrollos en aguas profundas en otras cuencas globales. El análisis de sensibilidad demuestra lo estrechos que son los márgenes: un aumento del 20% en el gasto de capital o una reducción del 20% en el precio del gas o en los volúmenes de producción reduce el valor actual neto en aproximadamente un 150%. Un retraso de tres años en el proyecto provoca una pérdida inmediata del 50% de su valor.

“Sin mecanismos fiscales progresivos que permitan compartir riesgos, prácticamente no existe margen para fallos de ejecución, por lo que cualquier retraso o sobrecoste amenaza directamente la viabilidad del proyecto”, afirmó Kumar. “Además, una cadena de suministro global gravemente tensionada añade presión a la ejecución, mientras el conflicto en Oriente Medio impulsa la inflación de costes y amplía los plazos de entrega de equipos submarinos”.

Estrategias aceleradas frente a obstáculos en la cadena de suministro

Para superar los históricamente lentos plazos de ejecución del Sudeste Asiático, los operadores están implementando estrategias de entrega acelerada. Eni aspira a alcanzar el primer gas en Geng North apenas cinco años después del descubrimiento, mientras que Mubadala sigue una estrategia por fases en el norte de Sumatra: primero abastecer el mercado local mediante Tangkulo y posteriormente finalizar el desarrollo de mayor escala de Layaran.

La autosuficiencia regional se vuelve cada vez más urgente mientras persisten los conflictos entre Rusia y Ucrania y en Oriente Medio, situando al gas en aguas profundas como un componente central de la seguridad energética del Sudeste Asiático, más que como una frontera de exploración de alto riesgo.

La capacidad de los proyectos actuales para cumplir con lo prometido será observada con atención por la industria; la fragilidad económica de Deepwater 2.0 implica que los márgenes de error son muy reducidos. Los próximos cinco años determinarán si la región puede llevar a cabo estos proyectos de manera oportuna, rentable y comercialmente exitosa.

R.Power y Axpo firman uno de los mayores acuerdos de optimización de almacenamiento en baterías de Europa

José A. Roca — Tue, 05 May 2026 22:36:00 GMT

R.Power y Axpo confirman un acuerdo a largo plazo para optimizar la instalación BESS de Dzięgielewo, en Polonia, con una capacidad de 300 MW/1.200 MWh, el mayor acuerdo de este tipo hasta la fecha en Europa Central y del Este y uno de los mayores de Europa.

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El segundo acuerdo BESS entre ambas compañías este año refuerza la posición de Axpo como socio tecnológico y comercial para grandes sistemas de almacenamiento energético en Polonia.

Más flexibilidad

El proyecto, ubicado en la provincia de Mazovia, aumentará la flexibilidad del sistema eléctrico polaco y facilitará la integración del creciente suministro de energía renovable.

Varsovia, 5 de mayo de 2026 – El productor independiente paneuropeo de energía (IPP) R.Power y Axpo han firmado otro contrato plurianual para optimizar la operación de un sistema de almacenamiento de energía en baterías (BESS) a gran escala en Polonia.

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El nuevo acuerdo cubre el alcance completo de los servicios de optimización para una instalación de almacenamiento de 300 MW/1.200 MWh que se construirá en Dzięgielewo, en el centro-este de Polonia. Hasta la fecha, es el mayor acuerdo de este tipo para la optimización de un único proyecto BESS en Europa Central y del Este, y uno de los mayores de Europa en general.

Tras el anuncio en enero de su acuerdo de optimización para el BESS de Jedwabno, en el norte de Polonia, este nuevo contrato amplía la colaboración de larga duración entre R.Power y Axpo en el país.

Reparto de beneficios

El acuerdo comenzará al inicio de la operación comercial y estará vigente hasta finales de 2038. Se basa en un mecanismo de reparto de beneficios entre Axpo y R.Power, combinado con una garantía mínima de ingresos (“floor”) que contribuirá a asegurar el futuro de Dzięgielewo, una de las mayores instalaciones BESS previstas en Polonia y un proyecto clave dentro de la cartera polaca de almacenamiento energético de R.Power, que suma 1,7 GW/6,3 GWh.

Se espera que la escala y capacidad de la instalación aumenten significativamente la flexibilidad del sistema eléctrico polaco, apoyen la integración del creciente suministro de energías renovables y proporcionen servicios auxiliares al mercado de balance.

Mateusz Marczewski, director general de Axpo Polska, declaró: “Nuestra colaboración con R.Power en el proyecto Dzięgielewo es otro paso hacia la consolidación de la posición líder de Axpo en el segmento de almacenamiento energético a gran escala en Polonia. Nuestro objetivo sigue siendo maximizar el valor de los activos de nuestros socios durante todo su ciclo de vida, desde la participación en los mercados eléctricos y de servicios auxiliares hasta un modelo de comercialización adaptado a los requisitos de financiabilidad bancaria.”

Krzysztof Włodyga, responsable de Originación de Axpo Polska, añadió: “La confianza que hemos construido con R.Power a través de proyectos PPA y nuestro reciente acuerdo para Jedwabno nos permitió, en poco tiempo, definir un marco de cooperación para un activo tan grande como el proyecto de almacenamiento Dzięgielewo. Un reto clave fue escalar las soluciones a 300 MW y perfeccionarlas en el contexto de estándares operativos y regulatorios en rápida evolución”.

R.Power y Axpo mantienen una larga colaboración en Polonia que incluye, entre otras iniciativas, acuerdos de compra de energía (PPA) a largo plazo para aproximadamente 300 MW de capacidad fotovoltaica y un contrato para optimizar la instalación de almacenamiento de Jedwabno (150 MW/300 MWh). Tras la firma del acuerdo de Dzięgielewo, la capacidad total de almacenamiento contratada con R.Power alcanzará 450 MW/1.500 MWh.

Rafał Hajduk, director comercial de R.Power, afirmó: “Estamos ampliando nuestra base de almacenamiento energético para equilibrar estructuralmente nuestra creciente cartera fotovoltaica y suministrar energía estable y limpia en Europa. Los acuerdos de comercialización a largo plazo como este no solo son fundamentales para desarrollar nuestra propia cartera de proyectos, sino que también sientan las bases para el crecimiento de los sistemas BESS a escala utility en mercados muy prometedores como Polonia. Nuestra colaboración plurianual con Axpo y la reciente experiencia en el proyecto Jedwabno permitieron una alineación rápida y eficaz sobre el marco para Dzięgielewo, que establecerá un nuevo referente para el almacenamiento energético en Europa Central y del Este.”

Este último contrato para el proyecto Dzięgielewo refuerza la posición de Axpo como socio tecnológico y comercial para el almacenamiento energético a gran escala en Polonia. Desde hace varios años, Axpo desarrolla, construye y optimiza comercialmente sistemas de almacenamiento utility-scale en toda Europa. Axpo lleva 25 años operando en Polonia y actualmente es uno de los mayores comercializadores independientes de energía y compradores de energía renovable del país, gestionando una cartera renovable de alrededor de 16 TWh y desarrollando proyectos fotovoltaicos, BESS y de biogás.

Las redes de calor y frío se perfilan como oportunidad estratégica para la transición energética en España

Sandra Acosta — Tue, 05 May 2026 22:35:00 GMT

España se enfrenta a una oportunidad estratégica para acelerar la descarbonización de su sistema energético a través del despliegue de redes de climatización urbana, un modelo que, según un informe elaborado por la consultora BIP, puede convertirse en uno de los pilares clave de la transición energética en el país.

El estudio, titulado District Heating & Cooling Networks: Unlocking thermal decarbonization, subraya que la calefacción y la refrigeración representan cerca del 50% del consumo final de energía en Europa, lo que convierte al sector térmico en uno de los más difíciles de descarbonizar. En este contexto, las redes de calor y frío urbanas emergen como una solución estructural capaz de centralizar la producción energética, integrar fuentes renovables y aprovechar calor residual, superando las limitaciones de los sistemas individuales basados en combustibles fósiles.

España, aunque parte de una penetración todavía limitada, destaca como un mercado emergente con alto potencial de crecimiento. El país cuenta ya con 585 redes y más de 1.700 MW de capacidad instalada, con una expansión sostenida en los últimos años impulsada por la biomasa y el sector terciario. Sin embargo, el informe de BIP señala que el verdadero salto cualitativo podría venir de la combinación de redes híbridas, el desarrollo del frío urbano y la integración de fuentes renovables y calor residual, especialmente en entornos urbanos densos.

Creciente demanda

La oportunidad es especialmente relevante en un contexto de creciente demanda de refrigeración, impulsada por el cambio climático y la urbanización, donde España presenta una ventaja diferencial frente a otros países europeos. “España también se beneficia de oportunidades distintivas —como la disponibilidad de biomasa, el despliegue de bombas de calor a gran escala y la recuperación de calor residual— que pueden posicionar estas redes como un pilar clave de la descarbonización urbana y la seguridad energética”, apunta Janis Rey, presidente de ADHAC.

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Desde el punto de vista económico, las redes de climatización urbana ofrecen un modelo atractivo tanto para inversores como para administraciones públicas. Se trata de infraestructuras con larga vida útil, ingresos estables basados en contratos de servicio y alineadas con criterios ESG. Además, permiten reducir la exposición a la volatilidad de los precios energéticos. “La visibilidad de costes que ofrecen estas redes, especialmente las basadas en biomasa, permite trasladar estabilidad al consumidor final, posicionándolas como una alternativa competitiva frente a soluciones individuales”, explica Pierre-Gilles Diat, de Vauban Infrastructure Partners.

El informe también destaca el valor sistémico de estas infraestructuras, más allá del suministro energético. Al centralizar la generación y optimizar la distribución, contribuyen a mejorar la eficiencia global del sistema energético, reducir emisiones y reforzar la seguridad de suministro. “Su capacidad para integrar múltiples fuentes renovables y mejorar la eficiencia a escala de sistema justifica un apoyo político específico”, añade Rey.

Barreras

No obstante, el desarrollo del sector en España aún enfrenta importantes barreras. Entre ellas, la complejidad administrativa, la falta de un marco regulatorio específico y la fragmentación de los proyectos. El informe identifica como punto de inflexión la futura aprobación de una normativa más clara y la consolidación de mecanismos de apoyo público, como el programa RENORED, que en 2026 ha movilizado 50 millones de euros en ayudas.

A pesar de estos retos, el consenso entre los actores del sector es claro: el momento es propicio para escalar este tipo de soluciones. “Para que el mercado español despegue realmente, es esencial un marco regulatorio más claro que agilice la planificación y la concesión de permisos”, señala Pilar Gómez, de Marguerite, quien subraya que, sin ese impulso, el sector no podrá crecer al ritmo necesario para cumplir los objetivos climáticos.

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En el contexto europeo, donde ya existen más de 19.000 redes que abastecen a 80 millones de personas, España se encuentra en una fase temprana pero con margen de expansión significativo. El informe de BIP concluye que, si se alinean planificación urbana, regulación, inversión y tecnología, las redes de climatización urbana pueden convertirse en una pieza central del sistema energético del futuro, especialmente en países como España, donde el potencial de crecimiento aún está lejos de agotarse.

Francia anuncia más ayudas contra el alza de los carburantes por el conflicto en Irán que prevé largo

Redacción — Tue, 05 May 2026 22:33:00 GMT

El primer ministro francés, Sébastien Lecornu, ha anunciado que su Gobierno prepara un nuevo dispositivo de ayudas a los sectores afectados por la subida de precios de los carburantes ante un conflicto en Oriente Medio "que va a durar" y que "amenaza con agravarse".

"Tendremos que tomar la palabra y cambiar la amplitud de la escala", aseguró el jefe del Gobierno ante los diputados, donde reconoció que la duración de la crisis en Oriente Medio y el cierre del Estrecho de Ormuz dejan caducas las medidas adoptadas hasta ahora.

Lecornu, que no dio ninguna pista sobre las nuevas ayudas, que complementarán a las adoptadas para agricultores, pescadores, transportistas y profesiones que precisan de largos desplazamientos, aseguró que tratarán de financiarlas con los ingresos fiscales superiores que ingresa el Estado por los nuevos precios.

Calculó que en los dos últimos meses esa contribución rondó los 190 millones, en línea con las ayudas ya aprobadas que han costado un total de 380 millones.

Francia y las ayudas a los carburantes

El objetivo es estimular la actividad para evitar un freno de la misma ligado a la incertidumbre que genera la guerra en Oriente Medio, dijo el primer ministro.

Lecornu rechazó también las críticas que se están haciendo a la petrolera TotalEnergie, que anunció unos beneficios extraordinarios en el primer trimestre y que está siendo acusada de beneficiarse de la crisis.

El primer ministro se mostró a favor de una redistribución de esos ingresos excepcionales, pero no de golpear con fuerza a la petrolera francesa que, recordó, ha puesto un tope a los precios de sus combustibles en Francia y no en el resto de los países donde también está presente.

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"Ya contribuyen bastante", dijo el jefe del Gobierno, ante los abucheos de los diputados de la izquierda que piden una mayor redistribución de esos beneficios.

En medio de esa polémica, el consejero delegado de TotalEnergies, Patrick Pouyanné, amenazó con retirar los topes en sus gasolineras si se le imponen impuestos extraordinarios a los beneficios extraordinarios.

"En caso de que tasen nuestras refinerías, que son ya deficitarias, no podremos mantener el techo en nuestras gasolineras", señaló en una entrevista a los diario Sud Ouest y La République des Pyrénées.

Agregó que su empresa "no tiene que pedir perdón por tener beneficios y hacer bien su trabajo".

Desde el pasado 8 de abril, TotalEnergies mantiene un máximo en los precios de los carburantes en sus 3.300 gasolineras francesas, de 1,99 euros por litro de gasolina y de 2,25 para el diésel, una medida que aseguró que mantendrá "mientras dure la crisis en Oriente Medio".

El CSN aprueba el plan catalán de vigilancia radiológica en el entorno de centrales nucleares

Redacción — Tue, 05 May 2026 22:32:00 GMT

El Consejo de Seguridad Nuclear (CSN) ha mantenido un encuentro con la Generalitat de Cataluña en el que ha revisado las actividades catalanas de protección radiológica y ha evaluado de forma satisfactoria el programa de vigilancia radiológica desarrollado por el Gobierno autonómico en el entorno de las centrales nucleares de Ascó y Vandellós (Tarragona).

Durante la reunión, la Generalitat ha presentado el balance de la actividad correspondiente a 2025, cuando llevó a cabo 152 inspecciones a instalaciones radiactivas, 53 a instalaciones de radiodiagnóstico médico, 18 inspecciones de licenciamiento y tres a servicios de protección radiológica.

El Consejo también ha supervisado la consecución de los objetivos establecidos en relación al transporte de material radiactivo y ha evaluado el cumplimiento del Programa de Vigilancia Radiológica Ambiental Independiente (PVRAIN) en el entorno de las centrales nucleares de Ascó y Vandellós (Tarragona).

En todas estas actuaciones, el CSN ha concluido que los servicios técnicos de la Generalitat han realizado el 100% del programa aprobado para el periodo de 2025.

La seguridad en las centrales nucleares

En el marco de esta reunión, el Consejo ha validado asimismo la planificación propuesta para este 2026, que prevé mantener un nivel de actividad similar al año anterior, con 151 inspecciones a instalaciones radiactivas, 55 a radiodiagnóstico médico, cuatro a servicios de protección radiológica y 42 evaluaciones de licenciamiento.

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En el encuentro han participado, por parte de la Generalitat de Cataluña, el director general de Industria, Xavier Roca, el subdirector general de Minas y Protección Radiológica, Juan Carles Tarrasón, y la jefa del Servicio de Coordinación de Actividades Radiactivas, Carme Rovira.

La delegación del CSN ha estado formada por su secretario general, Pablo Martín González, la directora técnica de Protección Radiológica, Isabel Villanueva, y el subdirector de Protección Radiológica Operacional, Ignacio Calavia, entre otros.

A través de estos encuentros, el CSN pretende reforzar la coordinación con las comunidades con acuerdos de encomienda (Asturias, Cataluña, Galicia, Baleares, Canarias, Región de Murcia, Navarra, País Vasco y Comunidad Valenciana) para optimizar así el servicio prestado a la ciudadanía mediante el aprovechamiento de las capacidades técnicas de cada territorio.

Argelia firma un acuerdo para exportar petróleo y productos derivados a Egipto

Redacción — Tue, 05 May 2026 22:32:00 GMT

El ministro argelino de Hidrocarburos, Mohamed Arkab, ha firmado en Argel con su homólogo egipcio, Karim Ibrahim Ali Badawi, un acuerdo para la comercialización y exportación de petróleo y productos derivados del país magrebí hacia Egipto.

Según un comunicado de la cartera de Hidrocarburos argelina, el acuerdo -suscrito entre la petrolera estatal Sonatrach y la Corporación General de Petróleo de Egipto (EGPC, por sus siglas en inglés)-, busca "fortalecer la cooperación comercial" bilateral y "abrir nuevas vías de colaboración en el ámbito de la comercialización energética".

Durante la ceremonia de firma, celebrada en la sede de Sonatrach, Arkab subrayó que este acuerdo refleja la voluntad compartida de reforzar la cooperación árabe y africana, y de impulsar "alianzas estratégicas" entre los países del continente.

El ministro destacó, además, que Argelia ofrece un marco jurídico "moderno y atractivo", e invitó a las empresas egipcias a aprovechar las oportunidades de inversión disponibles en el país, así como a participar en la "Ronda de Licitaciones de Argelia 2026", lanzada el pasado 19 de abril.

Argelia, Egipto y el petróleo

Paralelamente, las partes suscribieron un segundo contrato para la construcción de una planta de procesamiento de crudo con una capacidad de 31.500 barriles diarios en el yacimiento de Hassi Bir Rekaiz, situado entre las provincias de El Oued y Ouargla, en el noreste del país.

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El proyecto, integrado por la empresa egipcia Petrojet y la italiana Arcad prevé asimismo la puesta en marcha de instalaciones destinadas al tratamiento de gases asociados y aguas residuales.

Arkab consideró que el proyecto representa "un paso hacia fortalecimiento de las capacidades de Argelia en la producción de hidrocarburos", mediante "el incremento de sus reservas", para "mejorar su posición en el mercado energético mundial".

El petróleo cae por debajo de los 110 dólares a pesar del repunte de las tensiones en Oriente Próximo

Redacción — Tue, 05 May 2026 22:31:00 GMT

El precio de petróleo Brent, de referencia en Europa, cae por debajo de los 110 dólares, hasta los 109,80 a las 20.30 horas, lo que supone un desplome diario de 4%, a pesar de una nueva escalada de tensiones en Oriente Próximo y la denuncia de Emiratos Árabes Unidos (EAU) de nuevos misiles y drones lanzados desde Irán.

Por su parte, el precio del barril de crudo West Texas Intermediate (WTI), de referencia en Estados Unidos, caía también un 4% y marcaba los 102,15 dólares.

Las fluctuaciones del precio del crudo se han convertido en la tónica general de los mercados desde el comienzo de la ofensiva de Israel y Estados Unidos contra la República Islámica de Irán el pasado 28 de febrero. La pasada jornada el petróleo ascendía alrededor de un 6% debido a los signos de repunte del conflicto en Oriente Próximo, mientras que este martes caía un 4%.

En esta línea, el Brent se mantiene muy por encima de los 72 dólares en los que se situaba antes del comienzo de la guerra, aunque por debajo del máximo en cuatro años marcado la semana pasada, superando el umbral de los 126 dólares.

Emiratos Árabes Unidos (EAU) ha denunciado nuevas interceptaciones de drones y misiles en las últimas horas por segundo día consecutivo después de que este lunes Abu Dabi denunciara el lunes un ataque contra una instalación petrolera y un buque que transitaba por el Estrecho de Ormuz, un reinicio de los ataques en la zona a pesar del alto el fuego en vigor.

El petróleo y Trump

Por su lado, Donald Trump ha sostenido que la guerra con Irán podría prolongarse dos semanas, o "quizás tres", y ha descartado que el tiempo sea un "factor crucial" para los intereses de Washington. "De una forma u otra, ganamos", ha afirmado en nuevo signo de prolongación del conflicto.

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En este sentido, el mandatario de Estados Unidos ha afirmado que las autoridades de Irán "saben lo que deben hacer" para evitar una violación del alto el fuego alcanzado con la mediación de Pakistán y extendido indefinidamente por el propio Trump.

La casi paralización del tráfico marítimo en Ormuz ha obligado a los productores del Golfo a reducir la producción, contribuyendo, al mismo tiempo, a la escalada del precio del crudo y del gas natural, mientras continúan atentos a una desescalada en la región y el fin de los ataques.

Entretanto, las autoridades de Emiratos Árabes Unidos anunciaron su decisión de retirarse de la Organización de Países Exportadores de Petróleo (OPEP) y la OPEP+, con efecto a partir del 1 de mayo, un anuncio sorpresa que ha puesto sobre la mesa las tensiones entre los miembros de la organización.

"EAU ha decidido retirarse de la OPEP. Creo que es inaceptable que un país tome esta medida como reacción a los acontecimientos regionales y para presionar a los miembros de la OPEP", aseveró este lunes el portavoz del Ministerio de Asuntos Exteriores iraní, Esmail Baqaei, en declaraciones a la televisión pública de Irán, IRIB.

CLANER anuncia los galardonados de los Premios Horizonte Sostenible 2026

Redacción — Tue, 05 May 2026 22:30:00 GMT

La Asociación de Energías Renovables de Andalucía (CLANER) ha anunciado los galardonados de los Premios Horizonte Sostenible 2026, una iniciativa que organiza en colaboración con Texla Energías Renovables y que cuenta con el respaldo de compañías como Iberdrola, Cuerva, Magtel, Ignis y Altano Energy, con el objetivo de reconocer y visibilizar el compromiso de empresas, instituciones y profesionales que están liderando la transición hacia un modelo energético más limpio, eficiente y sostenible en Andalucía.

El jurado encargado de evaluar las candidaturas presentadas, presidido por la consejera de Sostenibilidad y Medio Ambiente de la Junta de Andalucía, Catalina García, ha estado formado por el presidente de honor de INERCO, Vicente Cortés, el teniente de alcalde delegado de Recursos Humanos, Organización, Digitalización, Ciudad Inteligente e Innovación del Ayuntamiento de Granada, Vito Epíscopo, el presidente de la Asociación Española de Almacenamiento de Energía con Baterías (AEPIBAL), Luis Marquina, el jefe del Área de Energía y Medioambiente del INTA, Fernando Isorna, el delegado de REDEIA en Andalucía, Jorge Juan Jiménez, el secretario general de Energía de la Junta de Andalucía, Manuel Larrasa, la secretaria general de Medio Ambiente y Cambio Climático de la Junta de Andalucía, María López, el director general de Texla, Miguel Montero, la presidenta de la Asociación Empresarial Eólica, Rocío Sicre, y el presidente de CLANER, Alfonso Vargas, actuando como secretaria, Gemma García-Pelayo, secretaria general de CLANER.

El Premio Luz de Andalucía, que reconoce a proyectos innovadores con avances tecnológicos significativos en la generación, almacenamiento o distribución de energía limpia, ha recaído “ex aequo” en las empresas Ariema Enerxía por la fabricación de electrolizadores, destacando por la combinación de calidad técnica y madurez con una clara contribución a la descarbonización, y en Geotermia Integral, por la instalación geotérmica en una almazara de Lora del Río (Sevilla), valorándose su impacto directo y contribución al mix energético andaluz.

El Premio Energía para Todos, dirigido a iniciativas que hayan mejorado de manera notable el acceso a la energía, promoviendo la educación en sostenibilidad y la participación comunitaria, ha sido otorgado, también de forma compartida, para la compañía EDP por el proyecto “Green Education”, que favorece la transición energética basada en la transformación de la sociedad a través de la formación y la igualdad de oportunidades, y para la Fundación Energías Sin Fronteras, por el proyecto “Don Bosco Solar”, destinado a la lucha contra la pobreza energética y la integración social mediante el fomento del uso de las energías renovables y la eficiencia energética.

El proyecto “Conexión a Tierra”, de la compañía Endesa, ha recibido una Mención Especial por su labor divulgativa y de concienciación a la población de los beneficios al territorio que conllevan los proyectos renovables.

Por su parte, el Premio Verde Andaluz, dirigido a empresas con un compromiso especial con la sostenibilidad ambiental, la protección de la biodiversidad y la responsabilidad social corporativa, ha sido adjudicado a la empresa Ignis por el proyecto “Caparacena 400”, valorando la originalidad y los esfuerzos para la implementación de medidas de integración en el entorno natural y en el territorio.

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En este apartado, el jurado ha acordado conceder una Mención Especial a la Autoridad Portuaria de la Bahía de Cádiz por el proyecto “On-shore Power Supply”, por su carácter innovador y su contribución a la reducción de emisiones contaminantes y eliminación de ruidos.

La Distinción especial CLANER Impulso Energético, que valora a personas físicas o jurídicas claves en el impulso de las energías renovables en Andalucía, ha sido concedida a la empresa Lorte (propiedad de la familia Loring) por su larga trayectoria e implicación en el desarrollo del sector renovable andaluz.

La entrega de los galardones tendrá lugar el próximo 27 de mayo, a las 19.00 horas, en Carmen de los Chapiteles, en Granada, coincidiendo con la celebración esos días de la asamblea anual de CLANER y sus Jornadas Sectoriales, que reunirán a las instituciones, empresas y agentes protagonistas de las energías limpias en la comunidad andaluza.

CLANER

El presidente de CLANER, Alfonso Vargas, ha dirigido una felicitación a los galardonados de esta segunda edición de los Premios Horizonte Sostenible a la vez que ha agradecido la participación de las numerosas empresas que han presentado proyectos, casi el doble que en la primera edición, “no sólo con una enorme calidad, sino muy diversos en las soluciones que aportan y con un importante impacto social y económico, lo que refleja el compromiso, la innovación y la excelencia de todos, así como su notable contribución al desarrollo del sector energético e industrial de Andalucía”.

En palabras de Miguel Montero Bueno, director general de Texla Energías Renovables: “Los Premios Horizonte Sostenible nacen con una vocación clara: reconocer aquello que realmente está transformando el sector energético. Esta segunda edición confirma que en Andalucía existe un ecosistema sólido, innovador y comprometido, capaz de liderar la transición energética desde el territorio.”

Montero ha subrayado además el papel estratégico de esta iniciativa: “Desde Texla entendemos estos premios no solo como un reconocimiento, sino como una herramienta para visibilizar proyectos que marcan la diferencia y para reforzar la colaboración entre todos los agentes del sector. La calidad y diversidad de las candidaturas recibidas evidencian el momento de madurez que vive el sector renovable andaluz.”

TSK saldrá a Bolsa el 13 de mayo con un rango de entre 4,45 y 5,05 euros por acción

Redacción — Tue, 05 May 2026 22:30:00 GMT

TSK Electrónica y Electricidad debutará en las Bolsas de Barcelona, Bilbao, Madrid y Valencia el próximo 13 de mayo, en una oferta pública inicial dirigida a inversores cualificados con un rango indicativo de precios entre 4,45 y 5,05 euros por acción, según el folleto de la oferta aprobada por la Comisión Nacional del Mercado de Valores (CNMV).

En función de ese rango y tras la ampliación de capital, la compañía alcanzará una capitalización bursátil de entre 530 y 582 millones de euros, que podría situarse entre 553 y 605 millones si se ejerce íntegramente la opción de sobreadjudicación.

La oferta consistirá en una suscripción de nuevas acciones por un importe bruto de aproximadamente 150 millones de euros, lo que implica emitir entre 33,7 millones y 29,7 millones de títulos, en función del precio definitivo.

Adicionalmente, TSK concederá a Banco Santander, como entidad estabilizadora, una opción de sobreadjudicación de hasta el 15% del tamaño de la oferta, equivalente a un máximo de 22,5 millones de euros y hasta 5,06 millones de acciones adicionales.

El proceso de 'book-building' arrancará el 6 de mayo y se prolongará hasta el día 11, fecha en la que se fijarán el precio final y el tamaño definitivo de la oferta, que se comunicarán a la CNMV. Las acciones, que cotizarán con el 'ticker' TSK, se liquidarán también el 13 de mayo, coincidiendo con el inicio de la negociación en las Bolsas españolas.

Banco Santander y CaixaBank actuarán como 'joint global coordinators', mientras que Alantra Capital Markets, Banca March y JB Capital Markets serán 'joint bookrunners' de la operación. Banca March ejerce además como asesor financiero de la compañía, Hogan Lovells como asesor legal de TSK y Garrigues como asesor legal de las entidades colocadoras.

TSK

La compañía ha recibido compromisos vinculantes de inversores "ancla" que representan aproximadamente el 40% de las acciones de la oferta, y el 35% considerando la opción de sobreadjudicación. Entre dichos inversores se encuentran Amundi, Amundsen, DNB Asset Management, Global Income SIC, Janus Henderson y determinados 'family offices' españoles.

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TSK, sus accionistas actuales y determinados miembros del equipo directivo se comprometerán a determinados acuerdos de restricción de venta ('lock-up') durante un periodo comprendido entre la fecha de firma del contrato de aseguramiento y los 365 días siguientes a la admisión, sujeto en cada caso a determinadas excepciones o dispensas.

TSK destinará los fondos netos a reforzar su patrimonio neto y ganar flexibilidad financiera para acelerar su plan estratégico de crecimiento orgánico, con foco en la expansión en Europa, Norteamérica y Oriente Medio y en proyectos ligados a la transición energética, la descarbonización industrial, las infraestructuras eléctricas y el manejo de minerales críticos.

El grupo, de carácter familiar y con sede en Gijón, registró en 2025 unos ingresos de explotación de 1.035 millones de euros y cuenta con más de 1.500 empleados y presencia global en Norteamérica, Europa, Oriente Medio, Asia y Oceanía.

La agencia de suscripción de seguros Helix crea una línea de negocio para el sector energético

Redacción — Tue, 05 May 2026 22:01:00 GMT

La agencia de suscripción de seguros Helix, que este año celebra su quinto aniversario, y registró un crecimiento en primas de seguros del 20% en 2025, hasta los seis millones de euros, ha creado Helix Energy, con el objetivo de atender de forma especializada las necesidades aseguradoras de distribuidoras eléctricas, comercializadoras y generadoras eólicas, fotovoltaicas, hidráulicas, biomasa, biogás y, próximamente, EPCs e instaladores eléctricos.

El CEO y fundador de Helix Energy, el valenciano Rafael Real Sereix, cuenta con más de 25 años de experiencia en el sector energético, habiendo gestionado en el pasado los programas de seguros de más de 200 distribuidoras, 30 comercializadoras y cientos de plantas generadoras de todo tipo. Esta experiencia ha permitido a Helix Energy diseñar unas pólizas de responsabilidad civil adaptadas a las necesidades reales de las empresas y con soporte asegurador de máxima solvencia A+ (AM Best), que pronto ampliará a otros ramos con Cyber Riesgos y Daños Patrimoniales.

El factor diferencial de la nueva división es su capacidad de decisión directa en la suscripción y gestión sobre los siniestros. Helix pretende ser una alternativa al mercado asegurador tradicional, ofreciendo servicio, respuestas inmediatas y soluciones adaptadas a cada cliente.

Helix, que hasta ahora ha trabajado fundamentalmente en el sector del transporte marítimo y logística, con el respaldo y la representación de grandes grupos aseguradores europeos de reconocida solvencia, presenta una retención de pólizas del 90%, y una tasa de transformación superior al 40%, lo que para Rafael Real “nos anima y estimula a continuar con nuestro modelo de negocio, basado en una rigurosa suscripción, junto a un sistema de gestión de claims integral, y que ahora queremos introducir de forma especializada en el sector Energy, con desarrollos tecnológicos ad hoc. Hemos venido -resumen Real- para quedarnos y desarrollar acuerdos de larga duración con aseguradoras, brokers y clientes”.

Helix destaca también en otras dos magnitudes clave del mundo asegurador, una tasa de transformación a póliza sobre peticiones analizadas y cotizadas superior al 30%, y un fuerte crecimiento del área de recobros. Es también un valor distintivo en su sector que continúa trabajando con la misma aseguradora con la que comenzó hace cinco años y otras que han ido sumándose al proyecto.

Helix comenzará también a operar este año en Portugal, a través de la filial Helix Europe, el primer paso para su expansión por la UE y Latam.

Brasil, motor de la nueva energía latinoamericana

Jaime Santisteban — Tue, 05 May 2026 22:01:00 GMT

Brasil no solo es la mayor economía de América Latina. También se ha convertido en su epicentro energético limpio. Según el Energy Transition Index 2025 del Foro Económico Mundial, el país ocupa el puesto 15 a nivel global y lidera la región en diversificación energética, precios más bajos y un uso creciente de energías limpias. Pionero en la integración de redes inteligentes en grandes áreas urbanas, atrae cada vez más capital de riesgo para tecnologías energéticas y alberga la mayoría de las empresas latinoamericanas dedicadas a biocombustibles de segunda generación, energía eólica y, recientemente junto con Chile, hidrógeno verde.

La firma canadiense Corporate Knights, especializada en sostenibilidad y economía regenerativa, reveló en su ranking de transición energética para América Latina que siete de las diez empresas más innovadoras son brasileñas. Alupar, Neoenergia, Energisa, CEMIG, Engie Brasil, Sabesp y Copel encabezan la lista.

Brasil lleva décadas construyendo una matriz eléctrica de base renovable, y ahora está dando el salto hacia la digitalización y las finanzas verdes.

Smart grids: el salto tecnológico

Brasil es pionero en la integración de redes inteligentes en entornos urbanos complejos. Ciudades como São Paulo y Río de Janeiro ya implementan sistemas que permiten medir, gestionar y optimizar el consumo eléctrico en tiempo real. Las smart grids reducen pérdidas, mejoran la respuesta ante picos de demanda y facilitan la integración de energías renovables intermitentes.

Energisa, una de las compañías líderes en este ámbito, lleva más de un siglo innovando en el sector. Su CEO, Ricardo Botelho, explica por qué la modernización de las redes es hoy una prioridad inaplazable:

"Las redes necesitan ser más complejas para hacer frente al aumento de la demanda y, al mismo tiempo, resilientes frente al cambio climático, que trae eventos extremos. La tecnología, como la automatización de las redes y la inteligencia artificial para la inspección, es fundamental en este proceso. Estas herramientas nos ayudan a anticipar eventos como tormentas e inundaciones, hacer mantenimiento preventivo y permitir una gestión más eficiente de los flujos de energía, que hoy ya no son unidireccionales, sino multilaterales."

Neoenergia está también a la vanguardia en este campo, con inversiones en sensores, medidores digitales y plataformas de gestión remota. El siguiente paso es la inteligencia artificial aplicada a la predicción de demanda y mantenimiento predictivo.

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El capital riesgo apuesta por Brasil

La transición energética brasileña ya no depende únicamente de la inversión pública o de las grandes eléctricas. El venture capital ha descubierto el país. Fondos internacionales están financiando startups locales de energía solar distribuida, almacenamiento en baterías y movilidad eléctrica.

Brasil se ha convertido en el principal destino latinoamericano de inversión temprana en energy techs, por delante de México y Chile. La combinación de mercado interno masivo, recursos naturales abundantes y un ecosistema emprendedor en maduración explica el fenómeno.

Un ejemplo reciente de este dinamismo es el fondo de capital riesgo de 96 millones de dólares lanzado por Petrobras. Gestionado por Valetec Capital, el vehículo invertirá en energías renovables, almacenamiento, captura de carbono, movilidad eléctrica y combustibles sostenibles. La convocatoria para elegir al gestor atrajo a 32 candidatos, un reflejo del interés que despierta el sector. "Este fue el fondo más grande y emocionante lanzado en los últimos dos años", afirma Ricardo Kahn, director de consultoría e innovación de Valetec. "Algo que movilizó a toda la industria".

Biocombustibles de segunda generación e hidrógeno verde

Brasil fue pionero mundial en biocombustibles con el etanol de caña de azúcar. Ahora está dando un paso más allá. Las empresas del país lideran el desarrollo de biocombustibles de segunda generación, elaborados a partir de residuos agrícolas y forestales, sin competir con la producción de alimentos.

Copel, la principal distribuidora de electricidad del estado de Paraná con presencia en otras nueve unidades de la federación, fue la primera compañía eléctrica brasileña en cotizar en la Bolsa de Nueva York (1997). La empresa se ha comprometido a alcanzar la neutralidad de carbono en sus emisiones de alcance 1 para 2030 y, tras deshacerse de sus plantas térmicas de carbón y petróleo, genera actualmente el 100% de su electricidad a partir de fuentes renovables, principalmente hidroeléctricas. Fue pionera en la conversión de residuos avícolas en biogás e hidrógeno renovable, un ejemplo temprano de economía circular aplicada a la energía que la compañía mantiene en funcionamiento.

El horizonte del hidrógeno verde en Brasil, sin embargo, es incierto. El país cuenta con un marco legal ambicioso (la Política Nacional de Hidrógeno de Bajo Carbono) y un enorme potencial renovable. Pero los grandes proyectos pilotos en los puertos de Pecém (Ceará) y Suape (Pernambuco), que prometían inversiones millonarias de empresas como Fortescue y Qair, están paralizados o en fase de replanteamiento por falta de compradores y de una regulación clara. En Piauí, la justicia suspendió la licencia del principal proyecto a principios de 2026 por irregularidades ambientales. El gobierno aún no ha publicado los decretos que regulan los 18.300 millones de reales en subsidios previstos. El resultado, según analistas, es un "limbo regulatorio" que frena las decisiones de inversión. El hidrógeno verde brasileño, por ahora, es más promesa que realidad.

Energía eólica y solar: un tercio de la electricidad brasileña

En agosto de 2025, la eólica y la solar generaron por primera vez más de un tercio de la electricidad del país: un 34% del total, según datos de Ember. La eólica alcanzó el 21% y la solar el 13%, frente al 15% y el 2,2% respectivamente de hace cinco años.

El Nordeste concentra la mayor parte de los parques eólicos, aprovechando vientos constantes y previsibles. Neoenergia, una de las grandes distribuidoras, inauguró en 2023 el primer proyecto híbrido eólico-solar del país en Paraíba, capaz de generar 600 megavatios, suficiente para abastecer un millón de hogares.

La Asociación Brasileña de Energía Eólica (ABEEólica) ha advertido que la ralentización en la concesión de licencias y la congestión en las líneas de transmisión podrían frenar el ritmo de crecimiento. El gobierno ha respondido con subastas de nuevas líneas y reglas para compensar la generación distribuida, pero el mercado observa con cautela.

La expansión eólico-solar logró compensar la caída de la generación hidroeléctrica durante la sequía de 2025. A diferencia de 2021, cuando la generación fósil se disparó al 26% para cubrir el déficit, en agosto de 2025 apenas alcanzó el 14%. La diversificación, en definitiva, está funcionando.

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Startups energéticas

El ecosistema de startups energéticas en Brasil está creciendo con fuerza, sobre todo en torno a la energía solar distribuida y a modelos que facilitan el acceso sin grandes inversiones iniciales. Un actor destacado es Solfácil, que se centra en ofrecer financiación para instalaciones solares residenciales y comerciales, resolviendo una de las principales barreras del sector.

También son relevantes 77Sol, que conecta integradores solares con herramientas digitales, y Sunne Energias Renováveis, que opera en el modelo de generación compartida, permitiendo a consumidores acceder a energía renovable sin instalar paneles propios. Este enfoque está alineado con la regulación brasileña de generación distribuida, que ha impulsado el crecimiento del sector en los últimos años.

En paralelo, están emergiendo soluciones tecnológicas orientadas a la optimización del consumo y la reducción de costes energéticos para empresas. Clarke Energia ayuda a compañías a gestionar contratos eléctricos y elegir proveedores más competitivos dentro del mercado libre de energía, mientras que Nextron Energia ofrece acceso a energía renovable mediante modelos de suscripción, sin necesidad de inversión en infraestructura.

Estas propuestas reflejan tendencias reales del mercado brasileño: digitalización del sector energético, apertura progresiva del mercado libre y presión por reducir costes en un país donde la electricidad puede ser cara.

La sequía que azota el Amazonas y el sureste amenaza la generación hidroeléctrica. La deforestación sigue siendo una sangría. Y la desigualdad en el acceso a la energía limpia persiste en las periferias y zonas rurales.

Brasil tiene los mimbres para liderar la transición energética latinoamericana. Pero para que el liderazgo sea sólido y duradero, necesitará resolver estos cuellos de botella con inversión, agilidad regulatoria y una mirada puesta en la equidad territorial.

Los costes de ajustar el sistema eléctrico se incrementan un 33% en abril, hasta los 22,67 euros/MWh

Redacción — Tue, 05 May 2026 16:03:00 GMT

Los costes del sistema eléctrico se situaron en los 22,67 euros por megavatio hora (MWh) en abril, lo que representa un incremento del 33% con respecto a los 17,08 euros/MWh del mismo mes del año pasado, según datos del grupo ASE.

Desde el apagón del 28 de abril de 2025, estos costes -restricciones PBF, restricciones TR, reserva de potencia, banda secundaria y coste de desvíos- se han incrementado de forma muy significativa por la política operativa del operador del sistema, orientada a reforzar la estabilidad del sistema mediante una mayor presencia de generación síncrona -principalmente ciclos combinados de gas-.

Así, el precio medio final de la electricidad -sumando el precio del mercado mayorista ('pool') y los componentes del precio final de la energía- ascendió a 65,11 euros/MWh en abril, por encima de los 43,89 euros/MWh registrado un año antes, según datos del grupo ASE.

No obstante, con respecto a los 28,52 euros/MWh registrados en marzo, estos costes del sistema del sistema eléctrico se han moderado ligeramente en abril.

El precio del mercado mayorista de la electricidad en España promedió en abril los 42,44 euros/MWh, un 1,60% más que el mes anterior -41,77 euro/MWh- y un 58,3% por encima del nivel de hace un año -26,81 euro/MWh-.

Según los analistas de la consultora, la subida interanual del precio se concentró en las horas nocturnas, coincidiendo con una menor aportación de las tecnologías renovables gestionables y un mayor recurso a generación térmica. En abril, la generación hidráulica cayó un 32,7% y la eólica un 16,1%, lo que elevó la producción de los ciclos combinados de gas un 6,6%.

Precios en negativo

Asimismo, el aumento de la producción fotovoltaica, que se incrementó un 24,2% interanual, volvió a hundir los precios en las horas centrales del día, con 138 horas en precio negativo.

En este contexto, el grupo ASE subrayó que la señal económica para el almacenamiento "se refuerza al ampliarse el diferencial entre las horas solares de precios bajos y los picos de demanda, más expuestos a los ciclos combinados de gas".

En lo que respecta al mercado de futuros de la electricidad en España, los analistas de la consultora indica que se registraron aumentos en abril a lo largo de toda la curva.

No obstante, destacan que este movimiento "no estaría explicado por una subida adicional de los combustibles -dado que los futuros de gas corrigieron a la baja desde finales de marzo-, sino por la menor generación hidráulica y por el hecho de que, en las últimas semanas de abril, el mercado diario se situó por encima de las previsiones iniciales, llevando al mercado a ajustar expectativas al alza".

El Gobierno desoye a Bruselas y mantendrá la tarifa regulada de la luz

Sandra Acosta — Tue, 05 May 2026 14:22:00 GMT

El Gobierno de España mantendrá la tarifa regulada de la electricidad pese a las recomendaciones de la Comisión Europea de avanzar hacia precios minoristas plenamente vinculados al mercado. La vicepresidenta tercera y ministra para la Transición Ecológica, Sara Aagesen, aseguró este martes que “en este momento no hay ninguna previsión de eliminar” el Precio Voluntario para el Pequeño Consumidor (PVPC), en un contexto en el que Bruselas presiona a los Estados miembros para reducir este tipo de mecanismos.

La decisión del Ejecutivo se produce en paralelo al compromiso de encargar a la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia un estudio en profundidad sobre el mercado eléctrico minorista en España. Este análisis servirá para evaluar el grado de competencia y, sobre todo, para explicar a las instituciones europeas el funcionamiento específico de la tarifa regulada española y determinar si, en el futuro, podría prescindirse de ella.

Condiciones actuales del mercado

Aagesen defendió que las condiciones actuales del mercado eléctrico no justifican la eliminación del PVPC. Según explicó, el Gobierno considera que esta tarifa debe mantenerse no solo para los consumidores vulnerables, sino también para cualquier usuario que desee acogerse a ella, subrayando su papel como herramienta de protección en un entorno de volatilidad de precios.

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El posicionamiento del Ejecutivo contrasta con la orientación general expuesta por la Comisión Europea en su reciente informe sobre el mercado eléctrico, en el que, al amparo de la Directiva (UE) 2019/944, se aboga por reforzar mercados minoristas competitivos y limitar las intervenciones públicas en los precios a situaciones excepcionales, temporales y justificadas. Bruselas no exige explícitamente la eliminación de las tarifas reguladas, pero sí insta a los países que aún las mantienen a avanzar hacia modelos basados en señales de mercado y a definir hojas de ruta para ello.

En este contexto, el Gobierno español insiste en que el PVPC presenta características diferenciadas respecto a otros sistemas europeos. A diferencia de tarifas reguladas con precios fijos, el modelo español está indexado al mercado mayorista de la electricidad, conocido como ‘pool’, lo que implica que su precio varía en función de la evolución del mercado, incluso en tramos horarios. Además, España ya reformó este mecanismo para incorporar referencias a los mercados de futuros, en línea con las recomendaciones previas de la Comisión Europea.

Evaluación de la CNMC

La futura evaluación de la CNMC permitirá al Ejecutivo disponer de una base técnica para determinar si el sistema actual es compatible con los principios de competencia que promueve Bruselas y, en su caso, plantear ajustes. No obstante, el Gobierno subraya que el objetivo inmediato es ganar tiempo y clarificar ante las instituciones europeas las particularidades del modelo español antes de adoptar cualquier decisión estructural.

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El debate sobre la continuidad del PVPC se enmarca en una discusión más amplia en la Unión Europea sobre cómo equilibrar la protección al consumidor con el funcionamiento eficiente del mercado eléctrico. Mientras Bruselas insiste en la necesidad de fomentar la competencia y la flexibilidad, España defiende que su tarifa regulada ya incorpora señales de mercado suficientes y sigue siendo un instrumento útil para garantizar el acceso a la electricidad en condiciones asequibles.

España y Portugal crean el Observatorio Ibérico energético para mejorar la transición energética

Redacción — Tue, 05 May 2026 14:04:00 GMT

El Instituto para la Diversificación y Ahorro de la Energía (IDAE) y la Agencia de Energía de Portugal (ADENE) han firmado un acuerdo para crear el Observatorio Ibérico de la Energía, una plataforma que agrupará y difundirá información pública y comparable sobre el sector energético en ambos países.

El memorando de colaboración firmado recoge que el observatorio monitorizará y analizará la eficiencia energética, las energías renovables y la transición energética en ambos países, según el comunicado de la agencia portuguesa.

El texto asegura que este observatorio materializa uno de los compromisos asumidos en la Cumbre Luso-Española, celebrada el pasado 6 de marzo en Huelva, y que dio lugar a la celebración de 12 acuerdos bilaterales y a la adopción de una declaración conjunta sobre seguridad climática.

La transición energética para España y Portugal

El memorando firmado hoy por el presidente de ADENE, Nelson Lage, y el director general del IDAE, Miguel Rodrigo Gonzalo, establece "un marco de colaboración orientado al refuerzo de la cooperación técnica e institucional entre ambas entidades, destacando el papel estratégico de la energía en la futura agenda ibérica".

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El presidente de Adene, Nelson Lage, ha asegurado que el observatorio constituye un avance estructural en la cooperación ibérica en el ámbito de la energía y ha destacado que es "un paso decisivo en la construcción de una base común de conocimiento entre Portugal y España".

"Compartir datos, metodologías y buenas prácticas es hoy una condición indispensable para respaldar políticas públicas más eficaces, transparentes y orientadas a los resultados y también para una transición energética justa y competitiva", ha señalado.

El Gobierno mantiene la "máxima tranquilidad" sobre el queroseno en España, ya que hay reservas por 90 días

Redacción — Tue, 05 May 2026 13:18:00 GMT

La vicepresidenta tercera del Gobierno y ministra para la Transición Ecológica y el Reto Demográfico, Sara Aagesen, ha trasladado un mensaje de "máxima tranquilidad" sobre el suministro de queroseno en España, al asegurar que el país dispone de aprovisionamiento y reservas estratégicas por hasta 90 días y una posición "muy favorable" frente a otros socios europeos.

En declaraciones a la prensa tras la reunión mantenida este martes con los operadores de los sectores gasista y petrolero, Aagesen insistió en "un mensaje de tranquilidad respecto al suministro" para España tanto de combustibles como de gas.

Incluso, en lo que respecta a los mensajes que llegan de Europa respecto al suministro de queroseno, consideró que "no se corresponden con la situación del mercado en España", al tiempo que defendió que la situación española difiere de la de otros países comunitarios.

Las refinerías y el queroseno

Así, explicó que España cuenta actualmente con reservas estratégicas de hasta 90 días de queroseno y añadió que en el país hay ocho refinerías que están "maximizando la producción de queroseno", además de aumentar sus stocks y priorizar la llegada de importaciones desde terceros países.

A este respecto, Aagesen recordó que España dispone de ocho refinerías y que el país produce en torno al 80% del queroseno que consume, mientras que el 20% restante se importa, un porcentaje muy inferior en dependencia al de otros mercados europeos.

También señaló que la llegada de barcos y de aprovisionamiento se está llevando a cabo "con total normalidad" y que los suministros vinculados al Estrecho de Ormuz apenas tienen peso en el mercado español, ya que "no llegaban ni al 5%" en el caso del gasóleo y son nulos en la previsión para 2026.

Liberación de las reservas de España

Respecto a la liberación de reservas petrolíferas estratégicas coordinada por la Agencia Internacional de la Energía (AIE) que se acordó en marzo para hacer frente al impacto por la guerra en Irán, Aagesen indicó que el Gobierno ha liberado ya cuatro días y que, por ahora, no ha activado el resto de los 8,3 días disponibles porque "no hay ningún problema de suministro en el país".

Asimismo, subrayó que el Ejecutivo mantiene una coordinación constante con los operadores, las refinerías y Cores para decidir cuál es el momento "más oportuno" para seguir moviendo reservas estratégicas si fuera necesario.

En paralelo, la ministra apuntó que ha habido una reunión específica con Aena, el Ministerio, los operadores petrolíferos, las plataformas logísticas y los aeropuertos para analizar el combustible aéreo y reforzar el seguimiento del sector de la aviación.

No obstante, Aagesen reconoció que en Europa "empiezan los mensajes de intranquilidad" y de que se están celebrando reuniones para preparar al continente ante una posible escasez de queroseno y actuar con una respuesta coordinada.

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En este sentido, defendió que España seguirá actuando con solidaridad, pero precisó que el Gobierno quiere tener "las distintas soluciones encima de la mesa" para analizarlas con detalle antes de adoptar decisiones adicionales, y con la prioridad de garantizar antes el suministro interno.

Aagesen enmarcó este escenario en un contexto de fuerte incertidumbre internacional y afirmó que Europa debe actuar "de manera unida" ante la volatilidad energética.

La ministra también aprovechó para insistir en defender la apuesta por la aceleración de la transición energética y reclamó más renovables, electrificación y más recursos europeos para reducir la dependencia de los fósiles.

La UE ahorraría 55.000 millones al año con más renovables y baterías

Redacción — Tue, 05 May 2026 12:57:00 GMT

La Unión Europea podría ahorrar hasta 55.000 millones de euros al año en costes operativos del sistema eléctrico en 2030 si invierte masivamente en energías renovables y baterías, según la asociación empresarial SolarPower Europe.

El dato, que supondría reducir casi a la mitad los costes operativos del sistema eléctrico respecto a 2025 (-49%), es el escenario más optimista del informe "Solar+: Una vía para que la Unión Europea alcance los objetivos de energías renovables, la asequibilidad de los precios y la seguridad energética", difundido por la patronal europea de la energía solar.

Un segundo escenario "base" cifra el ahorro en 2030 en 33.000 millones de euros al año o un 29% menos que en 2025.

Ambos supuestos presentan precios de la electricidad más bajos en comparación con los niveles de 2025, con un 7% más baratos en el escenario base y un 14% en el escenario más ambicioso.

"La disminución de los precios mayoristas medios de la electricidad se debe principalmente a un cambio en las tecnologías que fijan los precios dentro del orden de mérito, ya que una mayor cuota de energías renovables variables reduce las horas en las que las centrales de combustibles fósiles, especialmente las de gas, establecen el precio marginal", apuntó SolarPower Europe.

La UE, las renovables y las baterías

Acercarse a los números que proyecta la asociación sectorial requeriría invertir en un despliegue acelerado de renovables y almacenamiento hasta alcanzar, en 2030, los 732 gigavatios (GW) de capacidad solar, los 372 GW de eólica y los 171 GW o 598 gigavatios-hora (GWh) de baterías.

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El escenario de continuidad prevé 594 GW solares, 352 GW eólicos y 116 GW o 267 GWh de almacenamiento, frente a los 732 GW de capacidad solar, 372 GW eólicos y 171 GW o 598 GWh de baterías que contempla el escenario más ambicioso de SolarPower Europe.

Sin cambios, la UE se quedaría corta en sus objetivos en un 19% en instalaciones eólicas y un 4% en capacidad solar.

"La inversión en renovables, almacenamiento y flexibilidad sin combustibles fósiles genera beneficios durante años, mientras que las inversiones en combustibles fósiles le cuestan a Europa su estabilidad e independencia", declaró en un comunicado la directora ejecutiva de SolarPower Europe, Walburga Hemetsberger.

Iberostar y Redexis activan la primera pila de combustible de hidrógeno verde en un hotel

Redacción — Tue, 05 May 2026 12:50:00 GMT

Iberostar Hotels & Resorts y Redexis han puesto en marcha la primera pila de combustible de hidrógeno verde en un hotel, que refuerza la apuesta de ambas compañías por la innovación energética y marca un nuevo hito en su aplicación en el sector hotelero.

La inauguración de esta instalación ubicada en el hotel Iberostar Waves Bahía de Palma (Mallorca) representa un avance relevante en la transformación de la operación hotelera hacia modelos más eficientes y con menor huella ambiental.

La nueva instalación permite al establecimiento generar energía térmica y eléctrica con bajas emisiones utilizando el hidrógeno renovable producido a partir de energía solar fotovoltaica en la planta de Lloseta (Mallorca), desarrollada por Acciona Energía y Enagás Renovable.

El hidrógeno de Redexis

Gracias a esta tecnología, el hotel consumirá al menos 8 toneladas de hidrógeno verde al año para cubrir el 70% de su demanda térmica y más del 20% de su consumo eléctrico.

De esta forma, se reduce la dependencia de combustibles fósiles, se disminuyen las emisiones y se optimiza la eficiencia del sistema energético del establecimiento. Además, el hotel tiene un consumo de electricidad 100% renovable, un hito que la compañía ya ha alcanzado en todos sus hoteles de España desde 2024.

Esta iniciativa se integra en la hoja de ruta de descarbonización de Iberostar, que busca lograr la neutralidad en emisiones en sus operaciones en 2030, y reafirma su compromiso con un modelo de turismo responsable y el cuidado del entorno. La puesta en marcha de esta tecnología valida un modelo energético que contribuye a acelerar la reducción de la huella de carbono del sector y abrir nuevas vías para una gestión energética más sostenible.

La iniciativa forma parte del proyecto europeo Green Hysland, coordinado por Enagás Renovable, que integra tanto la planta de producción de Lloseta como la construcción, por parte de Redexis, del primer hidrogenoducto de España, donde se realizó la primera inyección de hidrógeno verde en red.

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Este ecosistema, respaldado con 10 millones de euros por la Clean Hydrogen Partnership, integra a más de 30 organizaciones y trabaja para crear en Mallorca una cadena de valor del hidrógeno renovable completa.

Iberostar

La iniciativa se enmarca en Iberostar Wave of Change, el movimiento de Iberostar para impulsar el turismo a través de un modelo más responsable. Bajo esta hoja de ruta, la compañía trabaja para impulsar cambios medibles en su actividad y en los destinos en los que opera, integrando la sostenibilidad en la gestión del negocio y apoyándose en la ciencia, la innovación y la colaboración con aliados estratégicos.

En el ámbito concreto de la acción climática, Iberostar avanza en una hoja de ruta de descarbonización orientada a alcanzar la neutralidad de carbono en 2030, veinte años antes del objetivo global fijado para la industria. Esta estrategia contempla la reducción del 85 % de las emisiones de alcance 1 y 2 y del 50 % de las emisiones de alcance 3, tomando como referencia 2019.

En este contexto, proyectos como la pila de combustible de hidrógeno verde del Iberostar Waves Bahía de Palma permiten a la compañía seguir explorando soluciones innovadoras para reducir el impacto de sus operaciones y avanzar hacia un modelo energético más eficiente.

La acción climática de Iberostar se apoya en distintas líneas de trabajo complementarias, entre ellas la contratación de electricidad procedente de fuentes renovables en España, la electrificación progresiva de activos, la mejora continua de la eficiencia energética y la incorporación de nuevas tecnologías aplicadas a la operación hotelera.

Un 87% de las empresas usará energías alternativas en sus flotas en los próximos 3 años

Redacción — Tue, 05 May 2026 11:58:00 GMT

Hasta un 87% de las empresas usarán energías alternativas en sus flotas en los próximos tres años, según el Observatorio de Movilidad elaborado por Arval y presentado en Madrid.

En concreto, hasta un 72% de las empresas ya usan energías alternativas en sus flotas y un 15% considera hacerlo en los próximos 3 años.

Estas cifras se dan en un contexto en el que el 91% de las flotas aumentará o se mantendrá estable en el próximo año, cada vez con mayor presencia de la opción de adquisición por renting, que ya supone 4 de cada 10 matriculaciones (el 47% del total). "El renting es un elemento dinamizador del mercado", ha afirmado el director comercial de Arval, Manuel Burdiel.

Por otro lado, los vehículos de ocasión también están aumentando su presencia en las flotas. Así, el 39% de las empresas ya cuenta con estos modelos en sus flotas y un 45% considera esta opción para los próximos tres años.

Las energías alternativas y los planes de movilidad

La movilidad sostenible es una preocupación recurrente en las compañías, con un 88% de las empresas españolas que ya dispone o desarrollará un plan de movilidad sostenible en el próximo año, 9 puntos porcentuales más que en 2024, según recoge el informe de Arval.

Además, hasta un 43% de las empresas ya ha fijado o tiene previsto establecer objetivos de descarbonización, frente al 40% de las compañías que compartían esta idea en el año 2024. Además, más de la mitad de las empresas (el 56%) ya mide la huella de carbono de sus flotas corporativas.

"Las empresas españolas avanzan en movilidad sostenible", han destacado los responsables de presentar el estudio de Arval, en el que se evidencia que las energías alternativas en flotas corporativas son cada vez más frecuentes.

Si bien las empresas quieren duplicar el peso de los vehículos en sus flotas, el Observatorio de Movilidad de Arval recoge que persiste todavía un desconocimiento generalizado de los conductores corporativos sobre los principios de la movilidad eléctrica.

Este desconocimiento frena la adopción del vehículo eléctrico, con dudas acerca del precio de la recarga eléctrica entre casi un 50% de los conductores, que desconoce si es más barato repostar diésel o gasolina frente a enchufar un coche eléctrico.

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Otro de los problemas que acusan las compañía son los puntos de recarga. Hasta un 30% de las compañías considera que no hay suficientes puntos y un 23% reporta falta de puntos en oficina. No obstante, el 100% de las empresas afirma que va a desarrollar su propia estrategia de puntos de recarga.

Pese a ello, aquellos que prueban la movilidad 100% eléctrica se animan más a su incorporación en sus flotas, lo que se evidencia en el incremento de la intención de compra, que se multiplica por cuatro, una vez que se prueba uno de estos modelos.

Seguridad, el motivo para renovar las flotas

En materia de seguridad vial, la antigüedad del parque móvil de flotas influye en el número de accidentes que se reporta cada año. La situación actual, con hasta un 30% de las flotas con más de 10 años y solo un 12% de las flotas con menos de 3 años de antigüedad, lleva a un escenario de vehículos con menos sistemas ADAS y baja seguridad.

"Más siniestralidad es más coste social y empresarial. Esto es evitable y tenemos que seguir trabajando en esto", ha apuntado la directora global de Operaciones de Arval, Arantxa Hernando.

Iberdrola | bp pulse construirá junto a la AP-7 un megahub con hasta 28 puntos de recarga ultrarrápida para vehículos pesados y ligeros

Redacción — Tue, 05 May 2026 11:42:00 GMT

Iberdrola | bp pulse impulsará un nuevo hito en el desarrollo de la infraestructura de recarga ultrarrápida en el Corredor Mediterráneo con la construcción de su mayor estación de recarga en la AP-7 en la provincia de Valencia. La compañía desarrollará en la localidad de Moncada un megahub tanto para transporte pesado como vehículos ligeros, con energía 100% renovable y servicios complementarios para los usuarios.

La futura instalación se levantará sobre una parcela de más de 8.000 m² situada en pleno corredor del transporte de mercancías por carretera, con acceso directo al bypass de la AP-7 y en el entorno de los núcleos industriales de Náquera, Moncada y Rafelbunyol. Esta localización estratégica permitirá dar servicio tanto a flotas de largo recorrido como a vehículos ligeros que se mueven diariamente en el área metropolitana de Valencia.

Dos fases de despliegue y hasta 28 puntos de recarga de alta potencia

El proyecto del megahub de Moncada se ha concebido con una vocación clara de crecimiento progresivo. Por ello, su construcción y puesta en marcha se articulará en dos fases a lo largo de un plazo estimado de cinco años. Este enfoque permitirá adaptar la capacidad de recarga al ritmo de implantación del vehículo eléctrico, especialmente en el transporte de mercancías por carretera, optimizando la inversión y garantizando en todo momento un servicio competitivo para los usuarios.

En una primera etapa, el hub dispondrá de 12 puntos de recarga para vehículos ligeros y 2 puntos específicos para vehículos pesados, con potencias de hasta 600 kW. Esta primera fase permitirá ya cubrir paradas de recarga rápida y ultrarrápida para turismos, furgonetas y camiones, dando servicio tanto a trayectos de largo recorrido como a desplazamientos diarios en el área metropolitana de Valencia.

En una segunda fase, se ampliará la estación con otros 12 puntos de recarga de alta potencia para vehículos ligeros y 2 puntos adicionales para pesados, hasta alcanzar un total de 28 puntos operativos. Esta ampliación consolidará a la instalación como uno de los mayores nodos de recarga ultrarrápida de la AP‑7 en la Comunidad Valenciana, preparado para atender de forma simultánea a múltiples vehículos de particulares y de flotas profesionales.

Con esta configuración modular, Iberdrola | bp pulse facilitará recargas de alta potencia permitiendo que los transportistas y conductores puedan integrar los tiempos de parada en sus rutas de forma cómoda y sencilla, favoreciendo la eficiencia operativa de las flotas.

Energía 100% renovable y servicios de conveniencia

Como en el resto de su red, toda la energía suministrada en el hub de Moncada será 100% renovable con garantía de origen, lo que permitirá reducir de forma significativa las emisiones asociadas al transporte por carretera en el entorno.

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La estación incorporará además una zona de conveniencia que incluirá, entre otros servicios, baños públicos accesibles, tienda y máquinas de vending, y se complementará con servicios de restauración.

Apuesta por el Corredor Mediterráneo y la Comunidad Valenciana

Con este proyecto, impulsado desde cero, Iberdrola | bp pulse refuerza su presencia en la Comunidad Valenciana y en uno de los principales ejes de transporte de mercancías de la Península Ibérica.

En la actualidad, la compañía cuenta en la Comunidad Valenciana con cerca de 280 puntos de recarga operativos, de los que más del 70% son de alta potencia. En la provincia de Valencia, la compañía dispone de más de 120 puntos, consolidando una red que facilita la movilidad eléctrica.

Con la puesta en marcha del hub de Moncada, Iberdrola | bp pulse avanza en su objetivo de facilitar la adopción del vehículo eléctrico en todos los segmentos –desde el turismo particular hasta el transporte pesado– tanto en entorno urbano como en los principales corredores logísticos, reduciendo emisiones y mejorando la calidad del aire en los entornos más expuestos al tráfico rodado.

Forestalia anuncia un proyecto en Tosos en plena investigación del Clúster del Maestrazgo

Redacción — Tue, 05 May 2026 11:36:00 GMT

Forestalia ha anunciado la construcción de trece aerogeneradores en Tosos (Zaragoza) con una potencia conjunta de 77,9 megavatios y una inversión estimada de más de 70 millones de euros, en un momento en el que la compañía continúa bajo investigación judicial por presuntas irregularidades en la tramitación de proyectos renovables en el Clúster del Maestrazgo.

En una nota de prensa, la empresa aragonesa especializada en el desarrollo, promoción y gestión de proyectos de energías renovables, anuncia que ha dado los primeros pasos, junto al Ayuntamiento de Tosos, para formalizar los pagos de las licencias de obra que permitirán iniciar nuevas turbinas en los parques eólicos Henar II, Henar III y Canteras IV, así como infraestructuras de evacuación asociadas a Canteras V.

De esta manera, Tosos albergará casi la mitad de las turbinas que Forestalia tiene previsto instalar en el conjunto de la Comarca de Campo de Cariñena, donde sumará 27 aerogeneradores con una capacidad energética conjunta de 178,6 megavatios.

Forestalia sostiene que los desarrollos previstos en Tosos tendrán un impacto económico directo en el municipio, con más de 1,8 millones de euros en concepto de ICIO, más de 98.000 euros anuales por el Impuesto de Actividades Económicas y más de 160.000 euros anuales por el Impuesto sobre Bienes Inmuebles de Características Especiales.

La investigación a Forestalia

El anuncio llega en medio de la investigación judicial abierta en Teruel sobre presuntas irregularidades en la tramitación y aprobación de proyectos de energías renovables promovidos por Forestalia en la comarca del Maestrazgo.

La causa se centra en la posible manipulación de declaraciones de impacto ambiental necesarias para autorizar estas instalaciones, con el objetivo de facilitar la obtención de permisos administrativos.

El 3 de marzo de 2026, la Unidad Central Operativa de Medio Ambiente (UCOMA) de la Guardia Civil detuvo a seis personas, entre ellas el propietario de Forestalia, Fernando Samper, y un ex alto cargo del Ministerio para la Transición Ecológica (Miteco).

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Los investigadores indagan en supuestos delitos de prevaricación ambiental, cohecho, blanqueo de capitales y pertenencia a organización criminal. Samper quedó en libertad tras declarar ante el juez.

Fernando Samper renunció a la presidencia de Forestalia el 26 de marzo de 2026 y la empresa lo comunicó públicamente el 8 de abril, cuando informó también del nombramiento de su hijo Ricardo Samper como nuevo director general.

Precisamente respecto al proyecto de Tosos, Ricardo Samper ha defendido en la nota que estos proyectos forman parte de la estrategia de la compañía para acelerar la transición energética y contribuir a un sistema eléctrico "más sostenible, eficiente y competitivo".

También ha señalado que la empresa mantiene su compromiso con el "desarrollo ordenado" de las renovables y con la colaboración institucional.

BMW alcanza el hito de producir dos millones de vehículos eléctricos

Redacción — Tue, 05 May 2026 11:29:00 GMT

El Grupo BMW ha alcanzado los dos millones de vehículos totalmente eléctricos producidos, con la fabricación de una berlina BMW i5 en color Tansanit Blue, montado en la planta de Dingolfing (Alemania) que irá destinada a un cliente español.

La planta de BMW en Dingolfing se ha convertido en la fábrica del grupo que produce la mayoría de los modelos eléctricos. La mencionada planta inició la producción en serie de automóviles totalmente eléctricos en 2021 con el BMW iX. En la actualidad, fabrica la gama más amplia de modelos BEV dentro del Grupo BMW: el BMW iX, la berlina y la versión familiar del BMW i5, y el BMW i7.

Desde 2021, ya se han fabricado más de 320.000 vehículos totalmente eléctricos en las instalaciones de la Baja Baviera. Esto significa que casi uno de cada seis de los dos millones de BEV totales del Grupo BMW procede de Dingolfing. En 2025, más de una cuarta parte de los vehículos producidos en la planta de Dingolfing eran totalmente eléctricos.

BMW y los eléctricos

Desde hace varios años, al menos un modelo totalmente eléctrico sale de la línea de montaje en todas las plantas alemanas del Grupo BMW. "La movilidad eléctrica se ha convertido en la nueva norma en toda la red de producción de la empresa. De este modo, el Grupo BMW está contribuyendo de manera significativa a que Alemania sea hoy en día el segundo centro de producción de coches eléctricos más grande del mundo.

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En el primer trimestre, el Grupo BMW entregó 87.458 vehículos totalmente eléctricos a clientes en todo el mundo (-20,1%), mientras que el descenso entre los electrificados fue menor, de en torno al 15%. Solo en Europa, el grupo vendió 236.422 vehículos, un 3% más interanual, con un fuerte repunte de los modelos eléctricos, que crecieron un 40%.

Iberdrola potencia el almacenamiento energético con una gigabatería entre sus embalses de Valdecañas y Alcántara

Redacción — Tue, 05 May 2026 11:20:00 GMT

Iberdrola ha incrementado la capacidad de almacenamiento energético del río Tajo con mejoras tecnológicas en su central de bombeo de Valdecañas (Cáceres), cuya puesta en servicio permite elevar la capacidad total del sistema con 355 megavatios (MW) de potencia y 210 gigavatios hora (GWh) de almacenamiento adicionales, reforzando la integración de energías renovables y la estabilidad del suministro eléctrico, informó la compañía.

En concreto, la instalación ya ha realizado sus primeros bombeos con éxito y la 'gigabatería' generada con la conexión de dos de los mayores embalses de Europa -Alcántara y Valdecañas- permite absorber excedentes de energía procedente de fuentes renovables no gestionables (sol y viento) para devolverlos al sistema cuando dichas fuentes no estén disponibles y la demanda lo requiera.

Además, la nueva configuración de Valdecañas incluye una batería hibridada de 15 MW y 7,5 MWh, contribuyendo a elevar el almacenamiento del sistema Tajo hasta en 210 GWh más, equivalente al consumo medio anual de 60.000 hogares, más de cuatro millones de baterías de vehículo eléctrico, o más de dos semanas de todo el consumo de energía eléctrica en Extremadura, estimó la energética.

La eléctrica indicó que este aumento mejorará la gestión de la demanda energética, especialmente en periodos de alta necesidad. Además, la coordinación integral de los embalses de Valdecañas, Torrejón, Alcántara y Cedillo -a los que se suma el control del afluente Tiétar mediante bombeo- permite laminar las avenidas, reducir el riesgo de inundaciones, conservar ecosistemas y crear reservas estratégicas de agua para todo el año.

El sistema de almacenamiento de Iberdrola

El sistema Torrejón-Valdecañas funciona como una 'gigabatería' hidráulica, capaz de mover agua a niveles superiores en las horas en que sobra energía renovable, como, por ejemplo, a mediodía con alta solar. Esa energía se usa para bombear agua a un embalse superior. Luego, cuando la demanda es alta, el agua se deja caer y genera electricidad.

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Iberdrola destacó que la actuación en Valdecañas se enmarca en su estrategia de "impulsar el almacenamiento energético como uno de los pilares de la transición energética, junto al desarrollo de generación renovable y redes inteligentes".

La compañía combina soluciones de gran escala, como el bombeo hidroeléctrico, con sistemas de almacenamiento con baterías (BESS, por sus siglas en inglés), bajo un enfoque de neutralidad tecnológica.

En el caso de las instalaciones hidroeléctricas de Iberdrola en Extremadura, éstas suman 2.000 MW y la compañía continúa trabajando para aumentar su flexibilidad y capacidad de almacenamiento energético. La eléctrica cuenta en España con más de 4.200 MW de potencia instalada en centrales hidroeléctricas de bombeo.

La UE y Japón intensifican su alianza digital en IA, semiconductores y flujo de datos

Redacción — Tue, 05 May 2026 11:18:00 GMT

La Unión Europea y Japón han acordado este martes profundizar su cooperación estratégica en sectores tecnológicos críticos y avanzar en la regulación e investigación de la Inteligencia Artificial (IA), la computación cuántica, los semiconductores, las infraestructuras digitales o las plataformas en línea.

En el marco de la cuarta reunión del Consejo de Asociación Digital UE-Japón, celebrada en Bruselas, las medidas aprobadas servirán para mejorar los flujos de datos transfronterizos, impulsar las identidades digitales interoperables y fortalecer la cooperación en materia de investigación, regulación de plataformas e infraestructura digital, al tiempo que aportarán beneficios tangibles para los ciudadanos y las empresas, según ha explicado la Comisión en un comunicado.

El encuentro ha reunido a la vicepresidenta ejecutiva de la Comisión Europea para Soberanía Tecnológica, Seguridad y Democracia, Henna Virkkunen, y a los ministros japoneses Hisashi Matsumoto, de Transformación Digital; Yoshimasa Hayashi, de Asuntos Internos y Comunicaciones, y Toshiyuki Ochi, viceministro parlamentario de Economía, Comercio e Industria.

Entre los acuerdos más destacados figura el lanzamiento de un grupo de trabajo sobre estrategia de datos para mejorar la interoperabilidad de los flujos transfronterizos y la futura asociación de Japón al programa Horizonte Europa, que acelerará la investigación conjunta en IA.

La digitalización de la UE y Japón

Asimismo, ambas potencias han reafirmado su compromiso para asegurar la resiliencia de las cadenas de suministro de microchips y han anunciado la expansión de su colaboración hacia nuevas áreas como la estrategia audiovisual y los videojuegos.

La UE y Japón también han acordado explorar nuevas posibilidades de cooperación en el ámbito cuántico, incluso con empresas del sector, y han animado a que los grupos de trabajo de ambas partes sigan reuniéndose para debatir la seguridad y la resiliencia de los cables submarinos, esenciales para la red troncal digital y la seguridad económica.

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Del mismo modo han celebrado los avances del proyecto de investigación conjunto sobre el 6G, que contribuye a reforzar el liderazgo europeo y japonés en tecnologías de redes 6G.

En cuanto a la regulación de plataformas en línea, ambas partes han acordado profundizar la cooperación en materia de transparencia de los sistemas de moderación de contenidos y la eficacia de los sistemas de denuncia de contenidos ilegales e información que infrinja los derechos de autor.

Según ha recordado el Ejecutivo comunitario, la UE y Japón se encuentran entre las economías digitales líderes del mundo. Desde el lanzamiento de su Alianza Digital en la 29 cumbre Japón-UE celebrada en Tokio en 2022, han impulsado su colaboración en numerosos ámbitos digitales y tecnológicos.

Bruselas avisa: "El mundo se enfrenta a la que podría ser la crisis energética mas grave de la historia"

Redacción — Tue, 05 May 2026 10:51:00 GMT

La Comisión Europea ha alertado de que el mundo se enfrenta a la que podría ser "la crisis energética más grave de la historia" y ha desvelado que la Unión Europea se prepara ya ante posibles escenarios de escasez, especialmente de queroseno, aunque por el momento --asegura-- no se han producido problemas de suministro.

Así lo ha señalado el comisario europeo de Energía, Dan Jorgensen, en rueda de prensa en Bruselas, tras el diálogo energético de alto nivel entre la UE y Moldavia, quien ha subrayado la necesidad de reforzar la seguridad de abastecimiento en la Unión, frente a lo que considera una crisis sin precedentes, que está poniendo a prueba "la resiliencia de nuestras economías, nuestras sociedades y nuestras alianzas".

Aunque, según el comisario, el bloque aún no se enfrenta por ahora a problemas en el flujo energético por el bloqueo del Estrecho de Ormuz, sí que ha advertido de que "puede ocurrir", por lo que Bruselas ya se está "preparando" ante un posible deterioro de la situación.

Una crisis energética

"Es demasiado pronto para decir exactamente cuándo podremos volver a una situación normal. E incluso cuando eso ocurra, creo que debemos ser bastante realistas y decir que, incluso en el mejor de los escenarios, la situación seguirá siendo bastante seria", ha admitido el comisario.

En este escenario, ha subrayado que la dependencia de los combustibles fósiles sigue siendo uno de los principales riesgos para el bloque, al recordar que, desde el inicio del conflicto en Oriente Próximo, los Estados miembro han tenido que destinar más de 30.000 millones de euros adicionales a importaciones energéticas sin recibir más suministro.

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"La dependencia energética no es solo una cuestión económica, es también una vulnerabilidad estratégica", ha recalcado, al tiempo que ha insistido en que a corto plazo la UE debe "gestionar los riesgos, garantizar la seguridad del abastecimiento y proteger a los ciudadanos" frente al impacto de la volatilidad de los mercados energéticos.

De cara al medio y largo plazo, ha defendido la necesidad de acelerar las inversiones en interconexiones, diversificar las fuentes de energía y profundizar en la integración del mercado energético europeo para reforzar la resiliencia del sistema.

"Acelerar la transición energética y electrificar nuestras economías es la única vía sostenible para salir de la crisis actual y la mejor garantía frente a las que puedan venir", ha señalado.

Las renovables representaron casi el 60% de la generación eléctrica nacional en abril, con la solar de líder

Redacción — Tue, 05 May 2026 10:19:00 GMT

Las tecnologías renovables generaron el pasado mes de abril un total de 12.126 gigavatios hora (GWh), lo que supone una cuota del 59,8% del total, con la energía solar fotovoltaica liderando la generación eléctrica en este mes tras incrementar su producción un 24,2%.

En concreto, en el acumulado del mes, la solar fotovoltaica aportó el 25% del total nacional; por delante de la nuclear, con el 19,1%, y la eólica, con un 18%. De esta manera, el 78,9% de la generación fue libre de emisiones de CO2 equivalente, según datos de Red Eléctrica de España (REE).

Si se tienen en cuenta datos de producción procedentes de instalaciones de autoconsumo, la participación de las renovables en el 'mix' español ascendió el pasado mes de abril al 61,3%, según las estimaciones disponibles.

En cuanto a los sistemas de almacenamiento, en el mes se integraron a la red un total de 1.128 GWh gracias a las tecnologías de almacenamiento energético -baterías y bombeo-, lo que permite un mayor aprovechamiento de la generación renovable.

En lo que respecta a la demanda en abril, experimentó un descenso del 2,1% con respecto al mismo mes del año anterior, una vez descontados los efectos de temperatura y laboralidad. En términos brutos, la demanda fue de 18.561 GWh, un 1,1% inferior a la del mismo mes de 2025. Además, en el mes, y con los datos disponibles, se estima que las instalaciones de autoconsumo generaron en torno a 1.233 GWh.

Las renovables en Baleares y Canarias

En lo que se refiere a las islas, en las Baleares, la demanda de electricidad en abril aumentó un 1,4% una vez tenidos en cuenta los efectos de la laboralidad y las temperaturas.

En términos brutos, la demanda mensual se estimó en 445.097 megavatios hora (MWh), lo que representa un 3,9% más que en el mismo periodo del año anterior.

En los cuatro primeros meses del año 2026, la demanda de electricidad balear se situó en los 1.809.246 MWh, un 2,7% más que en el mismo periodo del año anterior.

En cuanto a la producción, el ciclo combinado, con el 63,9% de la energía producida en Baleares, fue la primera fuente de generación de las islas este mes, seguida por la solar fotovoltaica, que aumentó un 26,7% de MWh generados y representa el 17,9% del mix balear.

Así, la energía renovable creció un 27,7% respecto al mismo mes del año pasado, y alcanzó una cuota récord del 22,9% sobre el total de la producción de electricidad en el archipiélago.

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Además, durante este mes de abril, el enlace submarino entre la Península y Mallorca contribuyó a cubrir el 22,2% de la demanda eléctrica balear.

Por su parte, en el archipiélago canario, la demanda de energía eléctrica aumentó un 1% respecto al mismo mes de 2025, teniendo en cuenta los efectos de laboralidad y las temperaturas.

En términos brutos, la demanda fue de 705.006 MWh, un 1,1% superior a la de abril del ejercicio pasado. En el acumulado del año 2026, Canarias ha registrado una demanda de 2.896.345 MWh, un 1% más que en el mismo periodo de 2025.

Por último, en cuanto a la generación eléctrica, el ciclo combinado, con un 41,9% del total, fue la primera fuente en Canarias en abril. La eólica, por su parte, supuso el 11,7% del total y la solar fotovoltaica, el 5,7%. En conjunto, durante el cuarto mes del año, la producción renovable en el archipiélago alcanzó una cuota del 17,4%.

Maersk confirma la salida de uno de sus buques a través de Ormuz con escolta militar de EEUU

Redacción — Tue, 05 May 2026 10:04:00 GMT

La compañía danesa Maersk ha confirmado que uno de sus buques comerciales, el 'Alliance Fairfax', de bandera estadounidense, logró transitar el lunes a través del Estrecho de Ormuz bajo escolta del Ejército de Estados Unidos, un proceso que concluyó "sin incidentes" y pese a las negativas desde Irán sobre que algún barco hubiera cruzado esta estratégica vía sin coordinarse con sus fuerzas.

Un portavoz de la empresa ha señalado en un comunicado facilitado a Europa Press que el buque, operado por Farrell Lines --subsidiaria de Maersk Line Limited (MLL)-- "transitó a través del Estrecho de Ormuz y salió del Golfo Pérsico el 4 de mayo". "El tránsito fue completado sin incidentes y todos los tripulantes se encuentran bien y a salvo", ha apuntado, antes de especificar que lo hizo "acompañado por medios militares estadounidenses".

Así, ha explicado que el 'Alliance Fairfax' "estaba presente en el Golfo Pérsico cuando estallaron las hostilidades entre Estados Unidos e Irán en febrero de 2026 y no pudo salir a causa de motivos de seguridad", en referencia al conflicto desatado por la ofensiva lanzada el 28 de febrero por las fuerzas israelíes y estadounidenses contra el país asiático y sus restricciones al tránsito en la vía como parte de su respuesta.

"MLL fue contactada recientemente por el Ejército de Estados Unidos y se le ofreció la oportunidad de que el buque saliera del Golfo bajo protección militar estadounidense", ha dicho, al tiempo que ha reseñado que "se aprobó el tránsito" después del "desarrollo y coordinación de un plan de seguridad exhaustivo con el Ejército estadounidense" a tal fin.

"Maersk agradece al Ejército estadounidense su profesionalidad y eficaz coordinación para hacer posible esta operación, y la compañía espera que el 'Alliance Fairfax' retome pronto su servicio comercial habitual", ha manifestado la compañía, que ha remarcado que, tras la salida del buque de la zona, aún cuenta con seis embarcaciones --de su propiedad o alquiladas-- en el golfo Pérsico.

Maersk y Ormuz

La confirmación de la compañía danesa llega después de que el Mando Central de Estados Unidos (CENTCOM) indicara el lunes que había apoyado el tránsito de dos buques de bandera estadounidense a través del estrecho de Ormuz, un día después de que el presidente estadounidense, Donald Trump, anunciara una iniciativa "humanitaria" llamada 'Proyecto Libertad' para facilitar la salida de los barcos atrapados en el golfo Pérsico debido al cierre de esta estratégica vía.

Sin embargo, la Guardia Revolucionaria de Irán negó más tarde este cruce. "Ningún buque comercial ni petrolero ha pasado a través del estrecho de Ormuz en las últimas horas", dijo, antes de subrayar que "las afirmaciones de las autoridades estadounidenses son infundadas y completamente falsas".

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"Los movimientos marítimos contrarios a los principios declarados por la Armada de la Guardia Revolucionaria tendrán que afrontar un grave peligro y los buques que los incumplan serán detenidos por la fuerza", subrayó, horas después de que las Fuerzas Armadas advirtieran contra cualquier tipo de movimiento en la zona que no contara con su permiso y amenazaran con ataques contra los implicados.

Las autoridades iraníes anunciaron el 17 de abril que ponían fin a sus restricciones al tránsito en la zona una vez se confirmó un día antes un alto el fuego temporal en Líbano, si bien aseguraron que volvían a reimponerlas después de que Trump afirmara en respuesta --tras aplaudir el gesto de Teherán-- que las fuerzas estadounidenses mantendrían su bloqueo a la vía.

El propio Trump anunció posteriormente la extensión del alto el fuego temporal alcanzado el 8 de abril tras una petición de Pakistán, que está mediando en el proceso diplomático, si bien insistió en que el bloqueo seguirá en pie. El bloqueo y el reciente asalto e incautación de buques iraníes en la zona ha sido uno de los motivos esgrimidos por Teherán para no acudir a Islamabad, dado que considera que estas acciones suponen una violación del alto el fuego que impide el proceso de diálogo.

Taiwán espera la llegada de un buque con 2 millones de barriles de crudo desde el Estrecho de Ormuz

Redacción — Tue, 05 May 2026 09:03:00 GMT

Un superpetrolero con bandera liberiana que transporta 2 millones de barriles de petróleo crudo y pasó por el Estrecho de Ormuz atracará este miércoles en el puerto taiwanés de Mailiao, en el noroeste de la isla, lo que impulsará la actividad de las refinerías locales, informó este martes la agencia CNA.

En declaraciones recogidas por este medio, el presidente de Formosa Petrochemical Corporation (FPCC), Lin Keh-yen, confirmó la inminente llegada a Taiwán del FPMC C Lord, un superpetrolero operado por Formosa Plastics Marine Corp. que transporta crudo desde Arabia Saudí.

El buque atravesó el Estrecho de Ormuz a mediados de abril, después de que Irán reabriera temporalmente esta vía estratégica, señaló Lin.

Según el directivo, la tasa de utilización de las refinerías de FPCC cayó al 43% en abril, debido a que varios envíos de crudo programados no llegaron a su destino como consecuencia de la guerra en Oriente Medio.

Ormuz y Taiwán

No obstante, la compañía confía en que esa tasa supere el 60% en mayo y rebase el 80% en junio, impulsada por suministros procedentes de fuera del Golfo Pérsico, incluidos envíos desde el Mar Rojo, el Golfo de Omán, el Mediterráneo y África occidental.

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Cerca del 70 % del crudo que importó Taiwán en 2025 procedía de Oriente Medio, con Arabia Saudí (28,9%), Kuwait (13,6%) y Emiratos Árabes Unidos (11,9%) como principales proveedores, según cifras oficiales.

Esta dependencia acentúa la vulnerabilidad de la isla ante posibles interrupciones del suministro derivadas del conflicto en la región o de un eventual bloqueo marítimo por parte de China, que considera a Taiwán -gobernada de forma autónoma desde 1949- como una "parte inalienable" de su territorio.

El precio del petróleo cae por debajo de 114 dólares, con las Bolsas europeas apuntando a aperturas negativas

Redacción — Tue, 05 May 2026 08:52:00 GMT

El precio del petróleo Brent, de referencia en Europa, bajaba cerca de un 0,4% en torno a las 8.20 horas de este martes y se movía ligeramente por debajo de los 114 dólares por barril antes de la apertura de las Bolsas en Europa, frente a los 72 dólares en los que cotizaba antes del ataque sobre Irán por parte de Estados Unidos (EEUU) e Israel a finales de febrero.

Por su parte, el barril de crudo West Texas Intermediate (WTI), de referencia en EEUU, se abarataba un 1,5%, hasta los 104,8 dólares por barril.

Al cierre de las Bolsas europeas de ayer, el Brent cotizaba por encima de los 114 dólares tras una nueva escalada de tensiones entre Estados Unidos e Irán.

Estados Unidos puso ayer en marcha lo que su presidente, Donald Trump, ha calificado como 'Proyecto Libertad', una iniciativa "humanitaria" para facilitar la salida de los buques atrapados en el golfo Pérsico debido al cierre del estrecho de Ormuz.

El Comando Central (CENTCOM) del Ejército de Estados Unidos ha indicado que el objetivo final del Proyecto Libertad será abrir en este estratégico paso "una ruta bidireccional".

El comandante del CENTCOM, el almirante Brad Cooper, ha afirmado que la Guardia Revolucionaria de Irán ha lanzado múltiples misiles de crucero, drones y lanchas rápidas contra los buques que está protegiendo EEUU en el estrecho de Ormuz.

La geopolítica y el precio del petróleo

Asimismo, ha afirmado que ha habido lanzamientos de "drones contra buques mercantes", que también han sido diana de "seis lanchas rápidas iraníes", neutralizadas todas ellas con helicópteros. De hecho, el jefe del CENTCOM ha asegurado que las fuerzas estadounidenses han "neutralizado todas y cada una de esas amenazas mediante la aplicación precisa de municiones defensivas".

Por su parte, las autoridades de Irán han tachado este martes de "falsa" la afirmación del Ejército de EEUU de que sus fuerzas han neutralizado lanchas rápidas iraníes, alegando que "ninguna embarcación de combate de la Guardia Revolucionaria ha sido alcanzada" y que, en realidad, los militares norteamericanos "han matado a cinco civiles" que viajaban de Omán a la costa iraní en "dos pequeñas embarcaciones".

Mientras tanto, el emirato de Fuyaira (Emiratos Árabes Unidos) informó este lunes de un "gran incendio" en sus instalaciones petroleras que achaca al impacto de un dron iraní, que además ha causado heridas leves a tres ciudadanos indios. En total, las autoridades emiratíes han asegurado que han interceptado 19 proyectiles procedentes de Irán.

El presidente Donald Trump ha restado importancia a estos 19 proyectiles lanzados contra Emiratos Árabes Unidos supuestamente por Irán y ha puesto de relieve que no han causado daños de importancia.

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"La mayoría fueron derribados", ha afirmado Trump durante un acto por la Semana del Pequeño Negocio celebrada en la Casa Blanca. "Uno pasó. No ha habido daños importantes", ha planteado. En cambio, ha instado a Corea del Sur a "tomar medidas" por el ataque a uno de sus buques mercantes.

Trump ha restado importancia al conflicto armado con Irán, al que ha calificado de "miniguerra". "Digo que es una miniguerra porque eso es lo que son. Ya no tienen armada. Piénsenlo. Tenían 159 buques. ¿Cuántos les quedan?", ha planteado.

En este escenario, las principales Bolsas europeas apuntan a abrir la jornada de este martes con signo negativo tras la escalada de tensiones entre EEUU e Irán. El Ibex 35 partirá hoy de los 17.356 enteros tras ceder casi un 2,4%.

El comisario europeo de Energía afirma que la UE se prepara ante posible escasez de queroseno

Redacción — Tue, 05 May 2026 08:47:00 GMT

El comisario de Energía, Dan Jorgensen, ha declarado que por ahora no hay problemas de suministro de hidrocarburos en la UE por el bloqueo del Estrecho de Ormuz, pero agregó que el bloque se está preparando para un posible escenario de escasez, especialmente de queroseno.

"Seguimos preparándonos para una situación en la que pueda haber problemas de seguridad de suministro, no estamos ahí aún pero puede ocurrir, especialmente en queroseno", dijo Jorgensen en declaraciones a los medios tras recibir en Bruselas ministro al moldavo de Energía, Dorin Junghietu.

"Esperamos no llegar ahí, pero nos estamos preparando (...), la esperanza no es una estrategia", añadió el socialdemócrata danés.

El comisario señaló que es "demasiado pronto para decir cuándo volveremos a una situación normal" y agregó que, aunque eso ocurra, "en el mejor escenario, la situación es muy seria" porque "algunos de los daños a infraestructuras energéticas en el Golfo Pérsico, especialmente en Qatar, tardarán "años en recuperarse".

El queroseno y la crisis energética

"El mundo se enfrenta a lo que probablemente sea la crisis energética más grave de la historia, una que está poniendo a prueba la resiliencia de nuestras economías, nuestras sociedades y nuestras alianzas", dijo Jorgensen, quien elevó a 30.000 millones de euros el dinero extra gastado en comprar combustibles fósiles "sin recibir ningún suministro extra".

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Además de mitigar la volatilidad a corto plazo, el comisario insistió en que a largo plazo la UE debe acelerar sus esfuerzos para "construir una resiliencia duradera mediante interconexiones más sólidas, una mayor diversificación, la expansión de las energías limpias y una integración más profunda del mercado".

El alto funcionario comunitario concluyó que la "lección crucial" de la crisis de Ormuz es que "la dependencia energética no es sólo un asunto económico, sino también una vulnerabilidad estratégica".

Cómo proteger las plantas de energía solar y los parques eólicos en lugares remotos

Redacción — Tue, 05 May 2026 06:40:00 GMT

La transición energética global ha impulsado la construcción de infraestructura crítica en lugares que antes se consideraban geográficamente inviables. Las plantas de energía solar, los parques eólicos y otras instalaciones de energía renovable suelen ubicarse en áreas remotas —desiertos, llanuras aisladas o cimas de montañas— para maximizar la recolección de recursos naturales. Sin embargo, esta ubicación estratégica plantea un gran desafío logístico: la falta de supervisión constante y de infraestructura básica.

En estos entornos, la seguridad es más que una simple precaución; es una garantía de supervivencia operativa. Proteger activos ubicados a cientos de kilómetros del centro urbano más cercano requiere una estrategia que vaya más allá de la vigilancia típica y se adapte a las duras condiciones del aislamiento.

Riesgos críticos para las instalaciones energéticas aisladas

Las instalaciones de energía renovable son activos de alto valor que se enfrentan a amenazas específicas debido a su naturaleza y ubicación:

Robo de equipos y materiales: los paneles fotovoltaicos, los inversores y, especialmente, el cableado de cobre son objetivos lucrativos para los grupos delictivos.
Vandalismo: el daño deliberado a las turbinas eólicas o a las células solares puede paralizar la producción de energía y generar costos de reparación astronómicos.
Acceso no autorizado: la intrusión puede provocar accidentes graves debido a la alta tensión de estas instalaciones.
Falta de personal in situ: la imposibilidad de mantener guardias las 24 horas del día, los 7 días de la semana, en lugares remotos crea una oportunidad para la delincuencia.
Problemas de suministro eléctrico: paradójicamente, aunque estas plantas generan energía, el sistema de seguridad que las protege requiere una fuente de energía estable y autónoma, ya que no siempre puede depender de la red a la que alimenta la planta.

Por qué fallan los sistemas convencionales

La mayoría de los sistemas de seguridad estándar están diseñados para entornos urbanos. Dependen de una conexión constante a la red eléctrica y de infraestructuras de comunicación por cable (fibra o ADSL) que no existen en el desierto o en las altas montañas. Además, la complejidad de la instalación y la necesidad de un mantenimiento frecuente in situ hacen que las alarmas tradicionales no sean viables para proteger kilómetros de perímetros eólicos o solares.

Soluciones modernas: autonomía y conectividad inalámbrica

Para superar estos obstáculos, la tecnología de seguridad ha evolucionado hacia la autosuficiencia total. Las soluciones actuales se basan en varios pilares fundamentales:

Funcionamiento autónomo: Mediante el uso de fuentes de alimentación de bajo voltaje y baterías de larga duración, los centros de control pueden funcionar durante años sin conexión a la red eléctrica.

Tecnologías inalámbricas de largo alcance: Los protocolos de radio avanzados permiten que los sensores se comuniquen con la unidad central a distancias de hasta 2000 metros, cubriendo vastas áreas sin zanjas ni cables.

Monitoreo remoto y alertas instantáneas: Gracias a la conectividad móvil (2G/3G/4G), los responsables de seguridad reciben notificaciones en tiempo real directamente en sus teléfonos inteligentes, lo que permite una gestión proactiva desde cualquier parte del mundo.

Caso práctico: Seguridad eficaz en una estación meteorológica remota

Un claro ejemplo de estas tecnologías en la práctica es una estación meteorológica ubicada cerca de Bérgamo, Italia. Esta instalación, dedicada a la recopilación de datos climáticos y de calidad del aire, se enfrentaba a un desafío común: proteger el equipo profesional en un área de 600 m² sin suministro eléctrico permanente ni personal. Tras varios intentos de intrusión, se implementó una solución inalámbrica avanzada.

El desafío: El cliente necesitaba prevenir el robo de equipos y los daños a los cultivos experimentales. La solución debía funcionar al aire libre y poder gestionarse de forma remota.

La solución: Se configuró un sistema con 11 dispositivos inalámbricos, un panel solar integrado de 25 W y una batería externa de 7 A·h. El núcleo del sistema, una unidad de control de bajo consumo, permite que el centro de mando funcione de manera autónoma durante años mediante la carga solar. Si la fuente externa falla, el sistema cuenta con una batería de respaldo que garantiza horas de protección continua mientras envía una alerta inmediata a la estación de monitoreo.

Para la detección, se utilizaron detectores de movimiento para exteriores con verificación visual de alarma. Esta función permite a los usuarios recibir una imagen instantánea en su dispositivo móvil para confirmar si un intruso es real o un animal salvaje, evitando envíos innecesarios de patrullas. Además, se instalaron sirenas de alta potencia (113 dB) resistentes a la intemperie para disuadir cualquier intento de intrusión mediante señales acústicas y luminosas.

Seguridad como servicio gestionado

La ventaja de estos sistemas radica en su flexibilidad. Los socios autorizados de Ajax Systems están equipados para desarrollar soluciones personalizadas para todo tipo de instalaciones, desde pequeños campos solares hasta parques eólicos a gran escala.

La capacidad de gestionar, configurar y mantener el sistema a través de aplicaciones móviles —sin necesidad de desplazamientos físicos constantes— se traduce en un ahorro operativo significativo. La seguridad pasa de ser una carga logística a un flujo de datos manejable que garantiza que la infraestructura energética siga funcionando, sin importar lo remota que sea la ubicación.

Conclusión

Proteger la infraestructura crítica de energía renovable requiere un cambio de paradigma. Al combinar la energía solar para el sistema, los protocolos de radio de largo alcance y la verificación visual de alarmas, las empresas pueden mitigar los riesgos de robo y vandalismo con una eficiencia sin precedentes. En un sector donde la continuidad del servicio lo es todo, un sistema de seguridad autónomo y robusto es la única forma de asegurar nuestro futuro energético.

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Un primero de mayo pasado por precios negativos de la electricidad en Europa: Francia, mínimo histórico

Aleasoft Energy Forecasting — Tue, 05 May 2026 06:29:00 GMT

En la última semana de abril, los precios promedio semanales de la mayoría de los principales mercados eléctricos europeos aumentaron respecto a la semana anterior, aunque se mantuvieron, en su mayoría, por debajo de 65 €/MWh. La subida de los precios del gas y el descenso de la producción renovable favorecieron esta tendencia. El 1 de mayo se registró una caída de precios, con el mínimo histórico diario del mercado francés y precios negativos en Alemania y Bélgica, mientras el mercado alemán alcanzó el día 30 un récord de producción fotovoltaica para un día de abril.

Producción solar fotovoltaica

En la semana del 27 de abril, la producción solar fotovoltaica aumentó en el mercado alemán por segunda semana consecutiva, esta vez con un incremento del 11%. En cambio, los mercados de la península ibérica, Francia e Italia registraron descensos. El mercado francés presentó la mayor caída, del 16%, seguido de los descensos del 13% en Portugal y del 4,8% en Italia. Estos mercados revirtieron la tendencia alcista de la semana anterior. Por su parte, el mercado español registró la menor caída, del 1,9%, y acumuló su segunda semana consecutiva de descensos en la generación fotovoltaica.

El jueves 30, el mercado alemán alcanzó un récord de producción solar fotovoltaica para un día de abril, con una generación de 457 GWh.

Para la semana del 4 de mayo, las previsiones de producción solar de AleaSoft Energy Forecasting apuntan a una recuperación de la producción en los mercados italiano y español. En cambio, en el mercado alemán se prevé un descenso de la producción fotovoltaica.

Producción eólica

Durante la última semana de abril, la producción eólica aumentó en el mercado español respecto a la semana precedente. Este mercado registró un incremento del 16%, tras cuatro semanas consecutivas de descensos. Sin embargo, los mercados de Portugal, Alemania, Italia y Francia registraron caídas en la producción eólica. El mercado portugués presentó la mayor caída, del 32%, mientras que el mercado francés registró el menor descenso, del 14%. El mercado italiano mantuvo la tendencia descendente por segunda semana consecutiva, con una caída del 15%. Por su parte, el mercado alemán registró un descenso del 22% en la producción eólica.

En la primera semana de mayo, las previsiones de producción eólica de AleaSoft Energy Forecasting indican un aumento de la producción en los mercados de la península ibérica. En cambio, los mercados francés, alemán e italiano registrarán nuevos descensos en la producción con esta tecnología.

Demanda eléctrica

En la semana del 27 de abril, la demanda eléctrica disminuyó en los principales mercados europeos en comparación con la semana anterior. El mercado alemán registró el mayor descenso, del 6,2%, seguido de los mercados italiano y francés, ambos con caídas del 5,3%. Por su parte, el mercado británico presentó la menor reducción, del 0,5%, mientras que los mercados portugués, español y belga registraron descensos del 1,4%, 2,6% y 4,1%, respectivamente. Salvo en el mercado belga, los mercados analizados mantuvieron la tendencia descendente por segunda semana consecutiva.

Durante la semana, las temperaturas medias aumentaron en la mayoría de estos mercados. Bélgica y Alemania registraron los mayores incrementos, de 4,1°C y 3,7°C, respectivamente. Italia presentó la menor subida, de 0,8°C, mientras que en Francia y Gran Bretaña las temperaturas medias aumentaron 2,5°C y 2,7°C, respectivamente. En contraste, la península ibérica fue la excepción, con descensos de 0,1°C en España y 0,5°C en Portugal.

La menor actividad laboral asociada al festivo del 1 de mayo, Día Internacional de los Trabajadores, impulsó principalmente la reducción de la demanda. Adicionalmente, unas temperaturas menos frías que en la semana previa contribuyeron a moderar la demanda eléctrica.

Para la semana del 4 de mayo, las previsiones de demanda de AleaSoft Energy Forecasting apuntan a incrementos en todos los mercados analizados, impulsados por la recuperación de la actividad laboral tras el festivo del 1 de mayo.

Mercados eléctricos europeos

Gran parte de los principales mercados eléctricos europeos empezaron la última semana de abril con precios superiores a los de los primeros días de la semana anterior. Pese a la brusca caída de precios registrada en la mayoría de los mercados el día 1 de mayo, en general los precios se recuperaron rápidamente durante el fin de semana. Como consecuencia, el precio promedio semanal subió respecto a la semana anterior en la mayoría de los casos. Sin embargo, los mercados británico, neerlandés y belga registraron descensos de precios del 2,7%, el 3,9% y el 7,3%, respectivamente.

Por su parte, en el mercado italiano, el promedio fue similar a la semana anterior, con una ligera bajada del 0,6%. En cambio, el mercado francés alcanzó la mayor subida porcentual de precios, del 63%, favorecida en parte por el bajo nivel de partida de la semana anterior, cuando este mercado había registrado el promedio semanal más bajo entre los analizados. En el resto de los mercados analizados en AleaSoft Energy Forecasting, los precios subieron entre el 4,7% del mercado alemán y el 39% del mercado nórdico.

En la semana del 27 de abril, los promedios semanales fueron inferiores a 65 €/MWh en la mayoría de los mercados eléctricos europeos. Las excepciones fueron los mercados británico e italiano, cuyos promedios fueron de 105,61 €/MWh y 108,49 €/MWh, respectivamente. El mercado francés alcanzó el menor promedio semanal, de 12,45 €/MWh. En el resto de los mercados analizados en AleaSoft Energy Forecasting, los precios estuvieron entre los 55,24 €/MWh del mercado nórdico y los 64,75 €/MWh del mercado neerlandés.

Por lo que respecta a los precios diarios, el mercado francés alcanzó el menor promedio de la semana entre los mercados analizados, de ‑41,39 €/MWh, el viernes 1 de mayo. Este fue, además, el precio diario más bajo de su historia. El 1 de mayo, los mercados alemán y belga también registraron precios diarios negativos, de ‑2,08 €/MWh y ‑5,47 €/MWh, respectivamente. En el caso del mercado belga, este fue su precio más bajo desde el 12 de mayo de 2025. Por su parte, los mercados neerlandés e italiano alcanzaron sus precios más bajos desde la primera mitad de octubre de 2025, de 1,24 €/MWh y 82,62 €/MWh, respectivamente, el día 1 de mayo.

Por otra parte, los mercados italiano y británico registraron precios diarios superiores a 100 €/MWh en la mayoría de las sesiones de la última semana de abril, superando los 120 €/MWh en algunas ocasiones. El martes 28 de abril, el mercado italiano alcanzó el promedio diario más elevado de la semana entre los mercados analizados, de 128,59 €/MWh.

En la semana del 27 de abril, el aumento del precio semanal del gas y la caída de la producción eólica y solar ejercieron su influencia al alza sobre los precios de la mayoría de los mercados eléctricos europeos. Sin embargo, la caída de la demanda permitió el descenso de los precios en algunos mercados.

Las previsiones de precios de AleaSoft Energy Forecasting indican que, en la primera semana de mayo, los precios aumentarán en los mercados eléctricos europeos, influenciados por la recuperación de la demanda. El descenso previsto de la producción eólica contribuirá a los incrementos de precios en los mercados alemán, francés e italiano. En el mercado alemán también bajará la producción solar. Además, los precios del gas continuarán condicionando el comportamiento de los precios de los mercados eléctricos europeos.

Brent, combustibles y CO2

Los precios de cierre de los futuros de petróleo Brent para el Front‑Month en el mercado ICE empezaron la última semana del mes de abril con una tendencia ascendente. El 29 de abril, estos futuros alcanzaron su precio de cierre máximo semanal, de 118,03 $/bbl. Según los datos analizados en AleaSoft Energy Forecasting, este precio fue el más alto desde el 1 de abril. En las dos últimas sesiones de la semana, los precios invirtieron su tendencia. Como resultado, el viernes 1 de mayo, estos futuros registraron su precio de cierre mínimo semanal, 108,17 $/bbl. Sin embargo, este precio todavía fue un 2,7% mayor al del viernes anterior.

La evolución del conflicto entre Estados Unidos e Irán continuó condicionando la evolución de los precios de los futuros de petróleo Brent durante la última semana de abril. Por otra parte, el domingo 3 de mayo, la OPEP+ acordó continuar con sus incrementos de producción en junio, a pesar de la salida de la organización de los Emiratos Árabes Unidos el viernes 1 de mayo. Sin embargo, las exportaciones de los países productores del Golfo Pérsico podrían continuar limitadas como consecuencia del conflicto entre Estados Unidos e Irán.

En cuanto a los futuros de gas TTF en el mercado ICE para el Front‑Month, iniciaron la última semana de abril con descensos de precios y el martes 28 de abril registraron su precio de cierre mínimo semanal, de 43,59 €/MWh. En cambio, tras una subida del 7,5% respecto al día anterior, el 29 de abril, estos futuros alcanzaron su precio de cierre máximo semanal, de 46,85 €/MWh. Posteriormente, los precios volvieron a bajar, pero se mantuvieron por encima de 45 €/MWh. El viernes 1 de mayo, el precio de cierre fue de 45,77 €/MWh. Según los datos analizados en AleaSoft Energy Forecasting, este precio fue un 2,0% mayor al del viernes anterior.

Durante la última semana de abril, el conflicto entre Estados Unidos e Irán continuó ejerciendo su influencia sobre los precios de los futuros de gas TTF. Mientras tanto, el nivel de las reservas europeas está por debajo del 35% actualmente.

Por lo que respecta a los precios de cierre de los futuros de derechos de emisión de CO2 en el mercado EEX para el contrato de referencia de diciembre de 2026, se mantuvieron por debajo de 75 €/t durante casi toda la última semana de abril. Sin embargo, el martes 28 de abril, estos futuros alcanzaron su precio de cierre máximo semanal, de 75,13 €/t. El 29 de abril, tras una caída del 2,5% respecto al martes, estos futuros registraron su precio de cierre mínimo semanal, 73,22 €/t. El jueves 30 de abril, el precio de cierre fue ligeramente superior, de 73,80 €/t. Según los datos analizados en AleaSoft Energy Forecasting, este precio todavía fue 1,5% menor al de la última sesión de la semana anterior.

Análisis sobre las perspectivas de los mercados de energía en Europa y el almacenamiento

La edición número 66 de la serie de webinars mensuales de AleaSoft Energy Forecasting tendrá lugar el jueves 21 de mayo. Este evento contará con la participación de Alejandro Diego Rosell, comunicador y consultor del sector de la energía. El webinar analizará la evolución y perspectivas de los mercados de energía europeos y su impacto para el almacenamiento de energía. También abordará el papel en el sistema eléctrico, los ingresos y las oportunidades de las baterías, el almacenamiento y la hibridación, además de presentar casos de éxito de hibridación.

Fuente: AleaSoft Energy Forecasting.

La ilusión de ingresos en el almacenamiento de baterías en Iberia

Joao Correia — Tue, 05 May 2026 06:19:00 GMT

En 2022, un operador de baterías en Gran Bretaña podía ingresar alrededor de 156.000 £/MW al año solo con servicios de respuesta de frecuencia. Servicios estables, predecibles, que apenas requerían negociación activa. Dos productos en particular, la Contención Dinámica y el servicio mensual Frequent FFR, explicaban cerca del 88% de esos ingresos. El almacenamiento de baterías parecía infraestructura con la rentabilidad de una mesa de trading.

En 2024, los servicios de frecuencia representaban solo el 20% de la mezcla de ingresos del BESS en Gran Bretaña, frente al 75 u 84% de dos años antes. El colapso no se debió a un fallo regulatorio ni a un problema tecnológico. Fue aritmética: la red británica necesita entre 0,6 y 1,5 GW de capacidad de Contención Dinámica en un momento dado, y a principios de 2023 ya había casi 2 GW de baterías en servicio, casi el doble del máximo técnico requerido. Cuando la oferta supera una necesidad técnica acotada por ese margen, los precios colapsan. Eso fue lo que ocurrió.

Esto no es una anomalía británica. Es la plantilla de lo que viene.

La expansión global llega más rápido que el diseño de mercado

El análisis de McKinsey de 2025 proyecta un crecimiento anual de la capacidad instalada de BESS de aproximadamente el 50% hasta 2030, alcanzando entre 500 y 700 GWh de almacenamiento total instalado a final de la década. El mercado global de BESS está en camino de alcanzar entre 120.000 y 150.000 millones de dólares en 2030. Los precios de las celdas de ion-litio han caído a alrededor de 108 $/kWh en 2025, menos de la mitad del coste de 2018. La capacidad llega rápido. Los costes bajan. El capital abunda.

La tesis de inversión nunca ha parecido más sólida. Precisamente por eso la tesis de ingresos está siendo sistemáticamente malvalorada.

La evidencia estadounidense lo concreta. En el CAISO de California, los ingresos netos anuales de BESS por kW cayeron de aproximadamente 78 $/kW en 2023 a cerca de 53 $/kW en 2024: una caída del 32% en un solo año. En ERCOT, el mercado de Texas, la compresión fue más brusca: los servicios de regulación de frecuencia pagaban alrededor de 21 $/MWh en 2023 y apenas 3 $/MWh en 2024, un descenso nominal del 86% en esa categoría específica. El patrón en ambos mercados refleja la misma dinámica que en Gran Bretaña: los mercados de servicios de frecuencia tienen un techo técnico, y cuando la penetración de BESS cruza ese techo, los precios caen con fuerza.

El pivote que sigue también es consistente. En 2022, el trading de energía (arbitraje en mercado diario e intradiario) representaba alrededor del 10% de los ingresos de BESS tanto en Estados Unidos como en el Reino Unido. En 2025, esa cuota había ascendido a aproximadamente el 50% en ambos mercados. McKinsey estima que podría llegar al 75% del mix de ingresos del Reino Unido en 2030. Los mercados de trading de energía son más profundos y no se saturarán al mismo ritmo. Pero también son más volátiles, más dependientes de la meteorología, y exigen una infraestructura de despacho más sofisticada para capturar su valor de forma eficiente. La transición de la respuesta de frecuencia al arbitraje de energía no es una reclasificación suave del activo. Es una repricing estructural de toda la clase de activos.

Iberia lleva dos o tres años de retraso en la curva de saturación

España tenía aproximadamente 60 MW de BESS a escala de servicio instalados en abril de 2025, frente a los 5,6 GW de Gran Bretaña o el 1 GW de Italia. Portugal se encuentra en una fase inicial similar. Esa distancia es una oportunidad. También es una advertencia.

Los fundamentos estructurales del BESS ibérico son sólidos. Las renovables representaron aproximadamente el 55% de la generación eléctrica española en 2025 y Portugal alcanzó cerca del 83% de generación renovable ese mismo año, uno de los índices más altos de Europa. La capacidad de interconexión de la península ibérica con el resto de la red europea roza el 1,9% de la demanda punta, muy por debajo del objetivo europeo del 15% para 2030. Ese aislamiento estructural obliga a obtener la flexibilidad de red localmente, lo que sostiene la demanda de servicios de BESS incluso a medida que crece la capacidad instalada.

Ambos países están además en proceso de incorporarse a PICASSO, la plataforma paneuropea para la reserva de restauración de frecuencia automatizada (aFRR). La adhesión a PICASSO abrirá nuevas fuentes de ingresos por servicios auxiliares para los operadores de almacenamiento españoles y portugueses, lo que proporciona un margen adicional antes de que la dinámica de saturación se despliegue.

McKinsey estima que un activo de BESS de dos horas en España podría generar márgenes brutos de aproximadamente 40 €/MW en arbitraje de energía en 2030, respaldados por la creciente penetración renovable y la volatilidad intradiaria resultante. Esa es una estimación razonable para 2030. El problema es que los promotores que cierran modelos financieros hoy están valorando los activos frente a esas condiciones antes de que existan, utilizando los spreads actuales de servicios auxiliares que no persistirán a escala.

En el plano regulatorio, España está desarrollando un mecanismo de capacidad basado en el marco italiano MACSE, que otorga pagos de capacidad a 15 años indexados a la inflación. A principios de 2026, este mecanismo seguía en revisión regulatoria y todavía no había sido adoptado formalmente. Portugal anunció una subasta de 750 MVA de servicios de sistema como parte de un paquete de inversión de 400 millones de euros tras el apagón ibérico de abril de 2025, junto con preparativos para subastas de capacidad de BESS a gran escala. Son señales políticas relevantes. Todavía no son ingresos garantizados con los que financiar un proyecto.

La decisión de ruta al mercado se está fijando demasiado pronto

Más allá de la saturación de mercado, existe un segundo riesgo estructural específico de cómo se están desarrollando actualmente los proyectos de BESS en Iberia: el modelo comercial se cierra antes de que el mercado sea legible.

La elección entre exposición merchant, acuerdos de tolling (donde un tercero opera el activo y absorbe el riesgo de mercado) y estructuras híbridas contratadas se toma habitualmente en la fase de desarrollo. En ese momento, los datos necesarios para valorar la opcionalidad entre esos modelos sencillamente no existen todavía en el mercado ibérico. Los promotores están tomando decisiones estructurales permanentes basadas en señales de mercado incompletas, y la opcionalidad que sacrifican tiene un valor medible.

McKinsey estima que optimizar la estrategia comercial, mejorando el equilibrio entre exposición al mercado e ingresos contratados, puede mejorar la TIR del capital en tres o cuatro puntos porcentuales respecto a una estructura comercial subóptima. En un mercado donde los costes de financiación son elevados y los spreads al por mayor se comprimen, esa diferencia es lo que separa un proyecto que pasa el comité de inversiones de uno que no pasa.

El despacho avanzado también está pasando de ser un diferenciador a ser un prerrequisito. El análisis de McKinsey sobre datos del CAISO muestra que las estrategias de despacho basadas en inteligencia artificial con aprendizaje por refuerzo pueden aumentar los ingresos de arbitraje en tiempo real en aproximadamente un 35% respecto a los enfoques convencionales por reglas. Los sistemas de gestión de energía que asignan capacidad de forma dinámica entre el mercado diario, el intradiario y los servicios auxiliares en tiempo real ya no son una ventaja competitiva en los mercados maduros. Son infraestructura básica. Los promotores en Iberia todavía tienen una ventana para construir esta capacidad antes de que se convierta en una condición de financiación.

El sector está pasando de depender de servicios de estabilidad de red (servicios auxiliares) a un modelo basado en el arbitraje y la compra/venta de energía en mercados diarios e intradiarios.

Iberia no es una copia de Gran Bretaña

Las diferencias estructurales son reales y no deben ignorarse. La limitada interconexión de la península ibérica genera una volatilidad de precios localizada que Gran Bretaña, con sus vínculos europeos más sólidos, no experimenta de la misma manera. Esa volatilidad sostiene los márgenes de arbitraje de energía incluso cuando la capacidad instalada de BESS crece, lo que significa que la compresión de ingresos llega más lentamente.

La capacidad hidroeléctrica de embalse de España, cerca de 6,3 GW, aporta generación flexible que puede sustituir algunas aplicaciones de BESS y absorber parcialmente las desviaciones de frecuencia sin respuesta de baterías dedicada. La flota hidráulica de Portugal, una de las más grandes de Europa en relación al tamaño del sistema, cumple un papel similar. Estos activos ya están integrados en las rutinas de despacho del operador de red de una forma que ralentiza la necesidad marginal de servicios de frecuencia basados en baterías.

Proyectos de referencia como BigBATT de EDP en Carregado (180 MW / 360 MWh), cuya puesta en marcha se espera en 2026 con apoyo del Fondo de Innovación de la UE, ofrecerán datos de mercado determinantes sobre el rendimiento real de despacho y el apilamiento de ingresos en el contexto portugués. Esos datos todavía no existen, y su ausencia hace que el modelado de ingresos sea difícil de precisar. También significa que los que lleguen primero tendrán una ventaja informacional que se erosionará rápidamente cuando estos proyectos entren en operación.

Estos factores amortiguan la curva de saturación. No la eliminan.

La ventana es ahora

Los promotores e inversores que generarán los mejores retornos a largo plazo del BESS ibérico son quienes toman las decisiones estructurales correctas hoy, no quienes esperan a que la compresión de ingresos sea visible para adaptarse.

Eso significa incorporar el coste de la energía ajustado por degradación en los modelos financieros desde el principio. La participación continua en los servicios de regulación de frecuencia rápida, los productos AC y DC de respuesta rápida de frecuencia, acelera el envejecimiento de las celdas de ion-litio mediante la polarización de concentración en la superficie del electrodo y la fatiga progresiva de la capa de interface sólido-electrolito (SEI). El activo que parece rentable en un modelo P50 a diez años puede quedar muy distinto sobre una base ajustada por degradación si la optimización del despacho no se integra en las operaciones desde el primer día.

Significa tratar la estructura de ruta al mercado como una variable viva, no como un input fijo en el cierre financiero. La decisión entre merchant, tolling e híbrido lleva una opcionalidad que puede preservarse durante la fase de desarrollo y ejercerse a medida que mejora la información de mercado. La mayoría de los proyectos renuncian a esa opcionalidad sin obtener nada a cambio.

Y significa leer las curvas de ingresos de Gran Bretaña y Texas no como advertencias de mercados lejanos, sino como indicadores adelantados de cómo serán las economías de los proyectos ibéricos en 2028 y 2029.

El almacenamiento de baterías se está convirtiendo en un componente estructural de la red europea. La tesis de inversión es sólida. Las hipótesis de ingresos que incorporan la mayoría de los modelos de proyectos ibéricos no lo son.

La CNMC y la DGEG tienen los instrumentos regulatorios necesarios, mecanismos de capacidad, acceso ampliado a servicios auxiliares, señales de precios locacionales, para crear suelos de ingresos duraderos que protejan la primera oleada de proyectos de BESS ibéricos. La pregunta es si esos instrumentos estarán operativos antes de que llegue la dinámica de saturación, o si los promotores pasarán 2028 renegociando covenants con prestamistas en un mercado que se movió más rápido que sus modelos.

Joao Correia es desarrollador de proyectos de energía renovable, Solar PV, Eólica y BESS en Portugal

De la domesticación del fuego, a la domesticación del sol: las baterías

Ager Elorduy Prieto — Tue, 05 May 2026 06:06:00 GMT

El homo sapiens se encuentra en la cima de la cadena alimentaria. Un avance fundamental en su trayectoria de desarrollo fue la domesticación del fuego. Hace unos 300.000 años, el Homo Erectus, los neandertales y los Homo sapiens usaban fuego de manera cotidiana. Los humanos habían evolucionado al disponer de una fuente fiable de luz y calor. Además de proporcionar defensa frente a depredadores y permitir la quema de praderas, la contribución más significativa del fuego fue la posibilidad de cocinar alimentos.

Alimentos que los humanos no pueden digerir de forma natural, como son el trigo, el arroz o la patata, se convirtieron poco a poco en elementales para nuestra dieta. La cocción facilitó la reducción del tiempo dedicado a la alimentación y propició un cambio evolutivo que derivó en la disminución del tamaño dental y el acortamiento del tracto intestinal. Al acortar el intestino y reducir su uso de energía, permitió al cerebro de los neandertales y los sapiens de gozar de mayor sustento para la evolución. Cuando los humanos domesticaron el fuego, consiguieron el control de una fuerza obediente y potencialmente ilimitada.

Milenos más tarde el calor fue la pieza clave para la revolución industrial en la segunda mitad del siglo XVIII. La máquina de vapor desarrollada por Watt, basada en la utilización del calor, actuó como catalizador de dicho proceso al mejorar significativamente la eficiencia energética en la industria. Gracias al movimiento rotatorio, el pistón de doble acción, el indicador de presión y el control centrífugo automático de la velocidad, estas tecnologías se aplicaron en molinos, fábricas y talleres industriales, lo que incrementó notablemente la producción.

Por lo tanto, queda sobradamente probado que la energía siempre ha sido el epicentro de cualquier actividad humana. El avance logrado por Michael Faraday, destacado referente en física e ingeniería permitió comprobar que el magnetismo genera electricidad mediante el movimiento, lo que supuso el inicio de la “Era de la Electricidad”. Este descubrimiento representó un progreso esencial en la evolución de la especie humana. El primer generador eléctrico construido por Faraday en 1831 significó un hito trascendental en la historia científica y tecnológica.

Almacenar energía

Sin embargo, hasta hace relativamente poco el ser humano no ha sido capaz de almacenar energía de manera eficiente. Sin embargo, con el desarrollo de la química se ha logrado salvar ese gran escollo y gracias a los dispositivos electroquímicos el ser humano es capaz de almacenar energía, en forma de electricidad. A medida que las energías renovables se extienden por toda Europa, el aumento del uso de baterías puede garantizar que se aproveche la mayor cantidad posible de energía limpia.

Durante el año 2025, en España se instalaron aproximadamente 10 GW de nueva capacidad eléctrica renovable, compuestos por 8,8 GW de energía solar fotovoltaica y 1,2 GW de energía eólica. Esta cifra se incrementa hasta los 11,6 GW al incluir las instalaciones destinadas al autoconsumo. Al cierre del año, el parque generador del sistema eléctrico español alcanzó los 142,5 GW, lo que representa un aumento del 7,3% respecto a 2024, tras la incorporación de 10 GW provenientes de fuentes renovables.

En muchos países de la Unión Europea, las horas de mayor consumo de gas impulsaron los precios al alza en 2025, mientras que las horas con mayor incidencia del sol o del viento los redujeron. En la siguiente imagen se puede observar la curva de pato característica.

En 2025, los precios mayoristas de la electricidad registraron aumentos en 21 países de la Unión Europea respecto a 2024, con variaciones anuales que van desde el 22% en Austria hasta el 3% en Grecia. Estos incrementos se atribuyen principalmente a picos significativos durante las horas matutinas y vespertinas, que corresponden a periodos de mayor consumo de gas. En dichos intervalos, la demanda energética es cubierta por centrales de gas, cuyo coste elevado impacta directamente en los precios finales.

Mucha generación renovable

La generación de electricidad mediante la combustión de gas fósil representa generalmente la opción más costosa. En el año 2025, el coste promedio de la electricidad producida a partir de gas se situó entre 101 €/MWh y 112 €/MWh en la Unión Europea. Además, durante los períodos de mayor demanda de gas en 2025, los precios registraron un incremento medio del 11 % en comparación con el año 2024.

Las horas en las que predomina la generación eólica y solar, asociadas a menores precios de electricidad, se presentan en toda la Unión Europea y su frecuencia aumenta progresivamente. La gráfica siguiente recoge datos de ENTSO-E Transparency Platform, correspondientes al 10/2/2026, sobre la producción anual de energía renovable de los Estados miembros de la Unión Europea.

En 2025, 19 países de la UE experimentaron al menos una hora en la que la energía eólica y solar combinadas representaron más del 70 % de la generación eléctrica horaria del país, un aumento significativo con respecto a solo dos países en 2020. Además, Dinamarca, Estonia, Alemania, Grecia, Lituania, Luxemburgo, Países Bajos, Portugal y España registraron que, en más de un tercio de las horas analizadas, la producción combinada de energía eólica y solar representó más de la mitad del total de su generación eléctrica.

Depender de China

Así pues, el despliegue de baterías se presenta como una tendencia inevitable en el futuro, pero por mucho que nos cueste asumir, la dependencia hacia China es descomunal. Por poner ciertos datos que reflejen la asimetría, China en 2024 produjo el 80% de los paneles solares y celdas de baterías del mundo, y la friolera del 70% de los vehículos eléctricos.

El notable incremento en el valor de las importaciones chinas de baterías hacia la Unión Europea durante los primeros once meses de 2025 refleja la solidez de esta cartera de proyectos. La disminución en el precio de las baterías ha tenido un impacto positivo en la optimización de los modelos de negocio y ha favorecido el despliegue de soluciones de almacenamiento energético; en 2025, las grandes baterías de la UE superaron los 10 GW . Esta cifra representa más del doble en comparación con los 4 GW registrados en 2023. Aunque casi la mitad de la capacidad a gran escala continúa concentrada en dos países (Italia y Alemania), en 2025 se registraron señales claras de aceleración en toda la Unión Europea.

La siguiente infografía presenta una clasificación de países de la Unión Europea según su capacidad operativa de baterías a escala de red (GW). Actualmente, aproximadamente la mitad de las baterías a gran escala se encuentran en dos países principales: Italia y Alemania. Sin embargo, para 2025 se han identificado tendencias claras de aceleración en todo el bloque, con el inicio o anuncio de proyectos de baterías en la mayoría de los estados miembros.

Es relevante señalar que España, a pesar de situarse entre los tres principales países europeos en generación de energía renovable para el año 2025, aún no ha implementado una estrategia consolidada respecto al almacenamiento energético mediante baterías. Como refleja la gráfica adjunta, la capacidad de baterías en España, en comparación con la potencia instalada de energía eólica y solar (%), se encuentra entre las más bajas del continente.

Los casos de Italia y California

Es recomendable analizar estrategias exitosas basadas en experiencias previas. En esta ocasión, se examinan los paralelismos entre Italia y California (Estados Unidos). Italia se posiciona como uno de los líderes en baterías dentro de la Unión Europea, con una capacidad de 1,9 GW, lo que representa aproximadamente el 20 % de la capacidad operativa total del bloque. En 2025 se registró un notable crecimiento, ya que la capacidad aumentó en 0,7 GW entre enero y octubre, lo que equivale a un incremento del 40 % respecto a 2024. Además, una cartera sólida de proyectos anticipa un rápido crecimiento futuro: hasta diciembre de 2025, existen 10 GW en nuevos proyectos de baterías que están en construcción, han sido autorizados o han sido anunciados.

En 2025, las baterías instaladas en Italia contribuyeron a cubrir la demanda energética durante las horas de mayor consumo de gas, una tendencia que podría intensificarse tras la construcción del gasoducto. En septiembre de 2025, los sistemas de almacenamiento de energía a gran escala descargaron un promedio de 1,1 GW entre las 19:00 y las 20:00 horas, lo que representó solo el 3 % de la demanda en ese periodo, frente al 52 % procedente de fuentes fósiles. No obstante, con la entrada en funcionamiento del gasoducto, la capacidad de almacenamiento mediante baterías podría multiplicarse cerca de seis veces, permitiendo cubrir una proporción significativamente mayor de la demanda en los picos de consumo y disminuyendo la elevada dependencia nacional del gas, cuyo coste es considerable.

California representa un caso de referencia para analizar el posible desarrollo en Italia. En 2021, la capacidad de almacenamiento de baterías a escala de red en California igualaba la actual de Italia (2 GW); sin embargo, en cuatro años aumentó a 13 GW. Si Italia concluye los proyectos previstos, podría experimentar una evolución similar. Se estima que en 2025 las baterías de California suministrarán regularmente cerca del 20% de la demanda eléctrica durante las horas pico vespertinas, lo cual reducirá progresivamente la dependencia del gas.

En el periodo comprendido entre septiembre de 2021 y septiembre de 2025, la proporción de combustibles fósiles en la demanda máxima de California descendió del 44 % al 34 %, mientras que la participación de las baterías aumentó del 3 % al 22 %. Este comportamiento indica que los países de la Unión Europea que adopten sistemas de almacenamiento con baterías para aprovechar energía renovable podrían disminuir significativamente su dependencia del gas, cuyo costo es elevado.

El incremento de la capacidad de almacenamiento en baterías tiene el potencial de reemplazar una mayor proporción de la generación energética basada en gas y contribuir a la reducción de los precios mayoristas de la electricidad durante periodos de alta demanda. La energía solar o eólica almacenada en baterías y distribuida en horario vespertino podría alcanzar un coste aproximado de 64 €/MWh en Italia. Este valor resulta competitivo frente al coste de producción de electricidad de una central eléctrica de gas típica, que en Italia registró un promedio de 111 €/MWh en 2025 y frecuentemente determina el precio de la electricidad en los mercados eléctricos europeos.

Al competir con centrales eléctricas de gas más costosas y fomentar una mayor competencia entre proveedores para cubrir la demanda, el almacenamiento en baterías puede limitar el poder de mercado de los generadores fijadores de precios y, en consecuencia, contribuir a la disminución de los precios mayoristas de la electricidad. El ser humano siempre ha tirado de ingenio para ir solventando los problemas diarios que ha ido sufriendo como especie. Este caso no será el último. Por lo tanto, iremos observando una mayor penetración del almacenamiento eléctrico en la red de España.

Ager Elorduy Prieto es analista del sector energético. Ingeniero de procesos en la Ingeniería española Sener.

El futuro energético de los centros de datos: la tecnología de óxido sólido gana la simpatía de la Bolsa

José Javier Ruiz — Tue, 05 May 2026 05:46:00 GMT

Existen tres tecnologías en la electrólisis del agua. La electrólisis alcalina, representada por el fabricante alemán ThyssenKrupp Nucera, es la tecnología más madura. El fabricante británico ITM Power está involucrado principalmente en la electrólisis por membrana de electrolito de polímero (PEM), que es la más eficiente y adecuada para fuentes de energía renovable intermitentes.

Ceres Power y la norteamericana Bloom Energy representan la electrólisis con electrolizadores de óxido sólido (SOE), o el proceso reverso, la pila de combustible. El mercado ya ha apostado por esta tecnología: las acciones de Ceres Power han subido un 199% en lo que va de año, aupadas por el 234% de revalorización de las acciones de Bloom Energy. De cerca les sigue ITM Power con un 159% de subida en el año, situando la tecnología PEM a la cabeza de la carrera tecnológica en la producción de hidrógeno no reversible. Las acciones de ThyssenKrupp Nucera han caído un 2% en el año.

En la práctica, únicamente los electrolizadores de óxido sólido son reversibles, ya que las altas temperaturas a las que operan facilitan la reversibilidad de manera eficiente, con menos pérdidas energéticas. No es el caso de la electrólisis por membrana, que pueden ser reversibles, pero al operar a menores temperaturas, son mucho más ineficientes este modo.

La demanda manda: los centros de datos mueven ficha

La impresionante evolución de las acciones de Bloom Energy está relacionada principalmente con la proliferación de centros de datos en Estados Unidos. Su arquitectura requiere plantas de generación eléctrica incorporadas al recinto del proyecto. Una opción es producir electricidad mediante pilas de combustible que consuman gas metano, biogás o hidrógeno, sin combustión, y que suministren electricidad al centro de forma continua.

El pasado 13 de abril el gigante de software norteamericano Oracle anunciaba un acuerdo con Bloom Energy para el suministro de 2,8 gigavatios en pilas para suministrar electricidad a su infraestructura de centros de datos. Las acciones de Bloom Energy se revalorizaban un 24% ese mismo día. Dos semanas después, Oracle publicó en su página web que su proyecto Jupiter en Nuevo Mexico, EE. UU., estaría totalmente suministrado por pilas de combustible fabricadas por Bloom Energy. De esta manera, Oracle abandonaba un proyecto de generación de turbinas de gas como alternativa de suministro eléctrico.

Las razones que justificaban esta decisión eran varias. La principal era el limitado acceso a suministro de agua en el municipio de Doña Ana, Nuevo Mexico, además de la necesidad de menor espacio y el uso de micro redes, que evitaba largos procesos de gestión de conexión a la red eléctrica local, que la planta de gas hubiese requerido. Además, el nivel de ruido que emite una pila de combustible es bajo, similar al de un aparato de aire acondicionado desde el exterior de un edificio. Y, por último, se evitan emisiones.

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Comparando las pilas de combustible de Ceres Power y de Bloom Energy

La principal diferencia entre las dos empresas es su modelo de negocio. La norteamericana es fabricante de pilas, mientras que la británica es un vendedor de licencias para fabricar pilas con su propia tecnología.

El pasado 15 de abril, Ceres Power anunciaba el lanzamiento de Endura, una pila reversible un 25% más barata que el modelo anterior, debido al menor número de componentes, pero un mayor tamaño de las celdas, que permite, entre otros factores, alcanzar una eficiencia energética por encima del 60% durante los primeros cinco años de funcionamiento. La nueva pila funciona en instalaciones de alto consumo eléctrico, como los centros de datos, e incluso produce aguas residuales y calor que pueden reciclarse para reducir los costes de refrigeración de estos centros.

Aunque Bloom Energy es líder de mercado en pilas de combustible en Estados Unidos, con 1 gigavatio de capacidad expansible hasta 2 gigavatios anuales, la tecnología está en diferente fase de desarrollo respecto a Endura. La norteamericana sigue utilizando electrolitos de cerámica, mientras que la británica utiliza materiales de bajo coste, como aceros ferríticos y electrolito de acería. Esto la hace más resistente a ciclos térmicos, lo que le permite operar a temperaturas más bajas, que en el caso de Endura pueden llegar a los 500 a 600 °C, frente a los 800 a 1.000 °C de las pilas de Bloom Energy, para conseguir mayor eficiencia energética.

La semana pasada la gasista británica Centrica y el fabricante taiwanés Delta Electronics, que tiene una licencia de Ceres Power, anunciaron una alianza para comercializar pilas de combustible de óxido sólido al mercado de centros de datos y a grandes consumidores eléctricos en el Reino Unido y en Europa. Desde entonces las acciones de Ceres Power han subido un 21%.

El CEO de Chevron advierte de la escasez de petróleo a nivel mundial por el cierre del Estrecho de Ormuz

Redacción — Tue, 05 May 2026 05:26:00 GMT

El director ejecutivo de Chevron, Mike Wirth, advirtió este lunes que los inventarios de crudo y combustibles, incluido el de aviación, están disminuyendo por el cierre en el Estrecho de Ormuz, por donde transita cerca del 20% del suministro energético mundial, y alertó de que la crisis se reflejará en los precios en Estados Unidos.

Wirth señaló que "los inventarios del sistema se están reduciendo y la situación de suministro se está ajustando", lo que, advirtió, está generando "más presión al alza en los precios, mayor volatilidad y más riesgo" en los mercados energéticos globales, durante una entrevista con Bloomberg en el marco de un encuentro global organizado por el Milken Institute en California.

El ejecutivo advirtió además de señales de escasez en otras regiones, al afirmar que en Europa "el combustible de aviación es muy, muy escaso" y que algunos países en Asia han comenzado a aplicar medidas para reducir la demanda ante el temor de quedarse sin suministro.

El director de Chevron subrayó que en Estados Unidos el impacto se sentirá principalmente en los precios y no en interrupciones del abastecimiento.

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Problemas de producción

Chevron, una de las mayores petroleras del mundo con operaciones en América, África y Oriente Medio, también se ha visto afectada por la crisis en la región, ya que, según Wirth, parte de su producción en países como Kuwait y Arabia Saudí ha tenido que "reducirse" ante la imposibilidad de evacuar el crudo por el bloqueo.

El precio medio de la gasolina hoy en Estados Unidos es de 4,46 dólares por galón, 0,01 dólares más que ayer, 0,35 dólares más que la semana pasada y 0,35 dólares más que el mes pasado.

El presidente Donald Trump amenazó hoy con "borrar de la faz de la Tierra" a Irán si la República Islámica ataca a barcos estadounidenses en el estrecho de Ormuz o en el golfo Pérsico.

Las ventas de coches eléctricos pegan subidón en abril y Tesla desaparece del mapa

Karam El Shenawy — Mon, 04 May 2026 23:30:00 GMT

Tras la semana Santa, el primer cuatrimestre se ha despedido y ya podemos empezar a vislumbrar cómo se podría comportar el año en lo que a matriculaciones de coches nuevos se refiere, aunque también es cierto que todavía quedan un par de meses para que las cuentas sean más fiables. Sea como fuere, el pasado mes de abril fue un mes muy positivo no solo en el cómputo general sino también en el particular de vehículos electrificados.

En lo que respecta a todo el mercado, hay que decir que en los pasados 30 días se vendieron 106.862 unidades, lo que supuso una mejora del 8,4% frente al mismo mes de 2025 para, en lo que va de año, alcanzar ya las 407.389 ventas, un 7,8% más que en el mismo periodo del año pasado.

Sigue el dominio híbrido

En este ámbito, las ventas de vehículos electrificados (eléctricos e híbridos enchufables, comprendiendo turismos, cuadriciclos, vehículos comerciales e industriales y autobuses) alcanzaron en marzo las 24.961 unidades, es decir, un aumento del 44,3% respecto a abril de 2025, que está representado en una cuota de mercado del 19,7%, 5 puntos porcentuales por encima de abril de 2025. En el acumulado del año, estos vehículos registran un crecimiento del 55%, con 93.588 unidades vendidas y el 19,3% del mercado.

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Como hasta ahora y desde hace ya varios años, la tecnología que sigue liderando el mercado es la híbrida ya sea autorrecargable o ligera. Tanto es así que en abril no solo se vendieron 50.453 unidades, un 23,5% más, sino que su cuota es del 39,73%. En el acumulado, ya llevan 194.718 ventas, mejorando así un 19,6% frente a hace un año. Sin salir de la etiqueta ECO, los coches a gas vuelven a registrar una caída, aunque en este caso leve, del 0,6%, con 4.363 unidades en abril para un acumulado de 14.476 ventas, un 22,8% menos.

Crecen parejos

Ahora bien, como siempre, el protagonismo sigue recayendo para los coches con enchufe, más aún tras los excelentes datos registrados por tanto por los híbridos enchufables como por los eléctricos. Tanto es así, que el crecimiento ha sido similar en ambos durante abril, con una mejora del 44,3% en los primeros y del 44,4% en los segundos frente a abril del pasado año.

Por ventas, los phev se colocan por delante ya vendiero 13.922 unidades, representando una cuota del 10,33%, mientras que los eléctricos hicieron lo propio llegando a 11.039 nuevos clientes y consiguiendo una cuota de mercado del 8,7%.

En el acumulado, ambas tecnologías también registran cifras positivas pues mientras que los phev ya alcanzan las 51.847 unidades, los eléctricos suman 41.741 unidades, mejorando respectivamente los datos en un 68,6 y 40,7% con cuotas que son del 10,67 y 8,59%, respectivamente

Tesla vuelve a desaparecer

Si nos vamos a los correspondientes listados, hay una cosa clara, que Tesla se mueve por oleadas (como ya sabíamos) dependiendo en gran media del transporte. Porque si bien en marzo sus números fueron de auténtico record, en el pasado mes de abril, tanto el Model 3 (prueba) como el Model Y Juniper hicieron aguas. De hecho, la berlina solo matriculó 93 unidades frente a las 1.312 de marzo, mientras que el SUV subió un poco más a los 202, cuando en marzo vendió 1.157 coches.

Si bien esto no impide que sigan líderes en el acumulado, con 2.586 y 2.225 unidades, respectivamente, sí permite que otros actores modelos entren en juego. Este es el caso del Toyota C-HR+ (prueba), que fue líder del mes con 831 unidades y ya es 5º de la general con 1.236 unidades, aventurando lo que ya comentamos, que puede ser un modelo de auténtico éxito.

El BYD Dolphin Surf (prueba), también se benefició de la ausencia californiana al ser segundo del mes con 544 y sumar ya en total 1.876 unidades, a menos de 400 del Model Y. Mientras que el podio de abril lo cerró el KIA EV3 (prueba), que gracias a sus 427 unidades se asienta en la cuarta posición de la general pero ya viendo cómo el propio C-HR+ le respira en la nuca. Otra de las conclusiones de este mes es que modelos poco conocidos como el Deepal S05 sigue poco a poco avanzando y ya es décimo en la general con 815 unidades.

Dominio chino en los phev

Si nos vamos a los híbridos enchufables, aquí sigue siendo evidente que las marcas chinas tienen mucho tirón (en abril cuatro de los 10 modelos más vendidos vinieron de dicho país y cinco copan la general), pero lo que ya no sorprende es que BYD haya vuelto a liderar. En este caso además lo ha hecho por partida doble tanto en el mes como en la general, donde el Seal U DM-i (prueba) ha sido el vencedor, con 1.252 unidades en abril y 3.588 en la general, al que sigue el Atto 2 DM-i (contacto) cada vez más de cerca. Y es que el B-SUV matriculó 967 unidades en abril para un total de 3.571 en el total. El bajón lo experimentó el propio Toyota C-HR PHEV (prueba) que en el mes solo pudo ser sexto con 488 ventas para perder el liderato de la general y quedarse tercero con 3.093 unidades.

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Por último, en híbridos, aquí no hay cambio alguno y Toyota sigue firme (es además la marca más demandada de España) y en abril fue de nuevo el Corolla (prueba) el que lideró el listado con 2.511 unidades por delante en este caso del Peugeot 2008 (contacto) y del Yaris Cross. Esto unido a que el Nissan Qashqai (prueba) se quedó fuera del top 10 con 1.058 unidades, ha provocado que las dos primeras plazas de la general sean igualmente de Toyota y que mantenga cuatro modelos en el top 10 general.

El Gobierno da más poderes a Red Eléctrica para que controle el sistema eléctrico

Sandra Acosta — Mon, 04 May 2026 22:35:00 GMT

El Gobierno ha sacado a audiencia pública un nuevo marco normativo que refuerza el papel del operador del sistema, Red Eléctrica, al otorgarle mayores capacidades para supervisar y controlar en tiempo real el funcionamiento del sistema eléctrico español mediante un intercambio más amplio y estructurado de datos con el resto de agentes. La medida, impulsada por el Ministerio para la Transición Ecológica y el Reto Demográfico, busca garantizar la seguridad, estabilidad y eficiencia de la red en un contexto marcado por la creciente integración de energías renovables y nuevos modelos de consumo.

La nueva orden establece por primera vez un régimen detallado de “observabilidad” de las redes eléctricas, que permitirá al operador del sistema disponer de información más completa sobre instalaciones de generación, almacenamiento y demanda, incluidas aquellas conectadas a redes de distribución que hasta ahora quedaban parcialmente fuera de su supervisión directa. Esta ampliación de visibilidad resulta clave para anticipar riesgos, gestionar la red con mayor precisión y facilitar la toma de decisiones en tiempo real.

Red observable

Uno de los pilares de la norma es la definición de la denominada red observable, que abarca infraestructuras críticas cuya información deberá ser conocida por Red Eléctrica en todo momento. Esto incluye subestaciones de alta tensión, elementos relevantes de la red de distribución y determinadas instalaciones conectadas a ellas, lo que supone un salto cualitativo en la capacidad de control del sistema.

La regulación fija además un umbral general de 1 MW de potencia instalada a partir del cual las instalaciones estarán obligadas a facilitar datos estructurales y operativos al operador del sistema, manteniendo así criterios ya existentes pero ampliando su alcance a nuevas tipologías como la demanda conectada en distribución y el almacenamiento energético.

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Este umbral se alinea con la normativa vigente sobre telemedidas en tiempo real, mientras que otras referencias complementarias elevan las exigencias en función del tipo de instalación, como ocurre con ciertos sistemas de almacenamiento por encima de 5 MW o con grandes solicitudes de demanda que superan los 20 MW en la red peninsular —o los 5 MW en sistemas no peninsulares— y que requieren informes específicos de aceptabilidad. En conjunto, este esquema escalonado permitirá a Red Eléctrica disponer de información más detallada y proporcional al impacto de cada instalación sobre el sistema.

Nuevas conexiones

El refuerzo de competencias también se traduce en una mayor capacidad para evaluar nuevas conexiones eléctricas. El operador del sistema podrá emitir informes de aceptabilidad con mayor base de datos, especialmente en el caso de grandes instalaciones de consumo que puedan tener impacto sobre la red de transporte, lo que resulta esencial para planificar el crecimiento del sistema sin comprometer su estabilidad.

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Desde el punto de vista regulatorio, la orden responde a la necesidad de adaptar el sistema eléctrico español a las exigencias del Reglamento europeo 2017/1485, que obliga a los Estados miembros a concretar el alcance del intercambio de datos entre operadores, distribuidores y usuarios relevantes. Hasta ahora, estos intercambios se realizaban en gran medida mediante acuerdos entre agentes, por lo que la nueva norma aporta seguridad jurídica y homogeneidad en los criterios.

La norma también regula el tratamiento de la información confidencial y establece las condiciones bajo las cuales podrá compartirse entre los distintos agentes del sistema, garantizando su uso exclusivo para fines operativos y reforzando la protección de datos sensibles. Asimismo, el Gobierno en el proyecto de orden mantiene que no tendrá impacto significativo sobre los presupuestos públicos ni generará nuevas cargas administrativas relevantes, al centrarse en ordenar y sistematizar obligaciones ya existentes.

Tubos Reunidos solicita el concurso voluntario de acreedores y la CNMV suspende su cotización en Bolsa

Redacción — Mon, 04 May 2026 22:33:00 GMT

Tubos Reunidos ha solicitado este lunes ante un juzgado de Álava la declaración de concurso voluntario de acreedores para la sociedad y sus filiales tras constatar su "insolvencia inminente", según ha informado a la Comisión Nacional del Mercado de Valores (CNMV), que ha decidido suspender la negociación de sus acciones en Bolsa.

El consejo de administración ha tomado esta decisión motivada por las tensiones de tesorería que la compañía ha experimentado en los últimos meses y que se han agudizado debido a la "paralización indeseada" de la actividad en su planta de Amurrio.

La solicitud de concurso, adoptada tras recabar asesoramiento externo, tiene como finalidad declarada la protección de los intereses de acreedores, trabajadores, proveedores y accionistas de la sociedad y sus empresas dependientes.

El futuro de Tubos Reunidos

Tubos Reunidos ha indicado que, pese a haber trabajado en un plan de viabilidad para promover la continuidad del grupo, no ha sido posible garantizar las premisas necesarias para su ejecución, específicamente en lo referido a la entrada relevante de caja.

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A raíz de estas informaciones, la CNMV ha decidido suspender inmediatamente la cotización de las acciones de Tubos Reunidos en Bolsa al "concurrir circunstancias que pueden perturbar el normal desarrollo de las operaciones sobre los citados valores".

"Suspender cautelarmente, con efectos inmediatos [...] la negociación en las Bolsas de Valores y en el Sistema de Interconexión Bursátil de las acciones y otros valores que puedan dar derecho a su suscripción, adquisición o venta de la entidad Tubos Reunidos S.A. por concurrir circunstancias que pudieran perturbar el normal desarrollo de las operaciones sobre los citados valores", ha explicado mediante nota de prensa.

El Gobierno vasco

El Gobierno vasco ha afirmado que ha sido imposible evitar el concurso de acreedores de Tubos Reunidos y ha llamado a trabajar de manera cooperativa para asegurar su continuidad, cada uno "desde sus responsabilidades".

El Departamento de Industria, Transición Energética y Sostenibilidad ha hecho pública esta declaración tras conocerse que Tubos Reunidos ha registrado concurso voluntario de acreedores dada su situación de "insolvencia inminente"

En su comunicado, el Gobierno vasco ha manifestado su solidaridad y apoyo a los trabajadores de la empresa, a sus familias y, "con ellos, a toda la comarca de Aiaraldea, que llevan meses sufriendo por la situación de Tubos Reunidos".

El Departamento dirigido por Mikel Jauregi ha afirmado que han asistido con "gran preocupación" a la evolución de la empresa, con "un nivel de deuda insostenible, una caída de pedidos por los aranceles de Trump y el encarecimiento de los precios de la energía por la guerra de Irán". "Y hemos intentado que esta situación no llegase a producirse, si bien, desgraciadamente, ha sido imposible", ha añadido.

El Gobierno ha subrayado que, con la apertura del procedimiento concursal, se abre una nueva etapa para Tubos Reunidos, que, a su juicio, debe priorizar la continuidad de la actividad industrial y el empleo de la empresa, mientras se aborda "paralelamente la reestructuración de la deuda, el diseño de un proyecto sólido que permita construir una empresa viable en el medio y largo plazo, y se buscan nuevos inversores dispuestos a apostar por ello".

El Ejecutivo autónomo ha mostrado su compromiso absoluto para apoyar la viabilidad de un nuevo proyecto para Tubos Reunidos, "a fin de garantizar el empleo y la actividad industrial en Aiaraldea".

"Se abre una nueva etapa donde todos -cada cual desde sus responsabilidades y competencias- tenemos que trabajar de manera cooperativa, para superar el proceso concursal y asegurar la continuidad de la actividad industrial de Tubos Reunidos", ha concluido.

Meloni obtiene en Azerbaiyán la promesa de más gas en medio de la crisis de Ormuz

Redacción — Mon, 04 May 2026 22:32:00 GMT

La primera ministra de Italia, Giorgia Meloni, ha obtenido en Azerbaiyán la promesa de recibir más gas natural en el futuro si se amplía el gasoducto del Adriático, en medio de la crisis desatada por la guerra estadounidense en Irán.

Después de participar por la mañana en una cumbre de la Comunidad Política Europea en la capital armenia, Ereván, Meloni ha realizado una visita exprés a Azerbaiyán para asegurar el comercio energético, una misión que se suma a las ya realizadas al Golfo Pérsico y Argelia, otros importantes mercados energéticos para Italia.

Esta república caucásica representa el segundo proveedor de gas y petróleo de Italia: entre 2020 y 2025 el país europeo recibió 45.000 millones de metros cúbicos de gas a través del Gasoducto Trans Adriático (TAP) que desemboca en la región de Apulia (sur).

El presidente de Azerbaiyán, Ilham Alíyev, manifestó en una rueda de prensa con Meloni su voluntad de aumentar las exportaciones a Italia así como de estrechar lazos comerciales en múltiples sectores.

"El pasado año Azerbaiyán exportó 25.000 millones de metros cúbicos de gas natural, 5.000 millones solo al mercado italiano. Nosotros queremos tratar el aumento del volumen. Para hacerlo debemos naturalmente agrandar el TAP", declaró el presidente azerí.

Meloni ha querido lanzar una señal de cercanía a Bakú con su mera presencia, ya que hacía 13 años que un primer ministro italiano no visitaba este país a orillas del mar Caspio, cuyos yacimientos están unidos a Europa por el Corredor del Gas del Sur y el TAP.

Por eso, agradeció ante Alíyev que "el suministro de gas y petróleo desde Azerbaiyán a Italia haya sido determinante para la seguridad energética" italiana desde el inicio de la invasión rusa de Ucrania, cuando Roma terminó con la dependencia del gas ruso.

Italia y el gas de Azerbaiyán

"Hoy hemos hablado de cómo consolidar esta relación, no solo trabajando sobre los volúmenes del abastecimiento sino en la calidad de nuestra asociación industrial", afirmó la mandataria.

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Alíyev por su parte celebró que Italia sea a día de hoy el primer socio comercial de su país y que esta relación genere intercambios comerciales por 12.000 millones de dólares (unos 10.200 millones de euros).

Meloni terminó su comparecencia defendiendo la relación con Bakú porque, sostuvo, "cuando más aumenta la inestabilidad a nuestro alrededor, más importante es reforzar las certezas que poseemos".

"Queremos que Azerbaiyán pueda desarrollar su rol de punto clave fundamental entre Europa y Asia y que Italia ejerza cada vez más de puerta privilegiada al mercado europeo", sostuvo.

Esta visión, agregó, "requiere inversiones a largo plazo" y por eso ambos países se han comprometido a celebrar un foro empresarial ya en la segunda mitad del 2026.

Seúl investiga posible ataque a un buque surcoreano en Ormuz y afirma que no hay víctimas

Redacción — Mon, 04 May 2026 22:31:00 GMT

El Gobierno surcoreano está verificando informaciones sobre un posible ataque este lunes contra un buque de bandera panameña y operado por una naviera surcoreana en el Estrecho de Ormuz y ha afirmado que no se han reportado víctimas.

Coincidiendo con el inicio de una operación estadounidense para escoltar barcos a través del estrecho, la Cancillería surcoreana dijo que alrededor de las 20.40 hora de Seúl (11:40 GMT) se produjo una explosión seguida de un incendio en un buque identificado como HMM Namu, operado por la naviera surcoreana HMM.

El ministerio confirmó que en el barco, que se encontraba anclado en aguas próximas a Emiratos Árabes Unidos, dentro del Estrecho de Ormuz, viajaban 24 tripulantes, seis surcoreanos y 18 de otras nacionalidades, agregando que no se han reportado víctimas hasta el momento.

Corea del Sur y Ormuz

Según el diario local The Korea Herald, el Ministerio de Océanos dijo que se está investigando si la causa fue un ataque o una mina a la deriva y que la explosión se produjo "en el lado de babor de la sala de máquinas".

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La cartera también detalló que la embarcación se encontraba anclada fuera de los límites del puerto de Umm al-Qaywayn, en Emiratos Árabes Unidos, citando como fuente una embarcación cercana.

El mismo ministerio había informado de que hay 26 buques de bandera surcoreana que no pueden salir del Golfo Pérsico por el bloqueo en Ormuz.

España insiste en dar margen fiscal al gasto energético, pero Países Bajos lo rechaza

Redacción — Mon, 04 May 2026 22:31:00 GMT

España insistió en la reunión de ministros de Economía y Finanzas de la eurozona (Eurogrupo) en su propuesta de flexibilizar las reglas fiscales para el gasto relacionado con infraestructuras energéticas, pero la idea fue rechazada por Países Bajos, país que señaló que la "solución" a la situación actual no es tener "más deuda".

El vicepresidente primero y ministro de Economía español, Carlos Cuerpo, defendió que las reglas fiscales deberían dar a las inversiones que buscan mejorar la "soberanía energética" de los Estados miembros el mismo trato que se concedió al gasto en defensa, en línea con la idea que compartió el presidente del Gobierno, Pedro Sánchez, en la cumbre de Chipre.

"A la luz de esta guerra (por el conflicto en Oriente Medio), la inversión en soberanía energética es muy necesaria hacia adelante", argumentó el ministro español antes de participar en el encuentro.

"Para ser capaces de avanzar en la soberanía energética necesitamos inversión y esta inversión tiene que priorizarse, igual que estamos priorizando, por ejemplo, la inversión en defensa", continuó.

España apuesta por otorgar al gasto en infraestructuras energéticas o las inversiones para apoyar el despliegue de energías renovables el mismo trato del que goza el gasto en defensa tras la última revisión de las reglas presupuestarias de la UE que limitan el déficit y la deuda públicas.

En concreto, los países que lo deseen pueden aumentar el gasto en defensa entre 2025 y 2028 hasta un 1,5% de su PIB sin que éste sea incluido en el cálculo del déficit público para examinar si se ha cumplido con el límite del 3 % que fijan los Tratados.

Para introducir el gasto en el ámbito de la energía dentro de este margen adicional no haría falta reabrir las reglas fiscales, que se reformaron en 2023, sino lograr un acuerdo político para que las inversiones en seguridad energética estén contempladas dentro de dicha flexibilidad, apuntan fuentes diplomáticas.

No de Países Bajos

Sin embargo, una relajación de las reglas por la que también aboga Italia no convence a varios socios, entre ellos Países Bajos, cuyo ministro de Finanzas, Eelco Heinen, rechazó de plano la idea y argumentó que la respuesta de Europa a cada crisis no puede ser siempre emitir más deuda o incumplir las reglas presupuestarias.

"No puede ser que cada vez que haya un shock la respuesta sea más deuda y más flexibilidad en las normas. Tenemos unos elevados niveles de deuda y el problemas ahora es entrar en esta fase con esa deuda elevada. Tener más deuda no es la solución", enfatizó.

Por su parte, el ministro de Finanzas belga, Vincent van Peteghem, se refirió a una suspensión generalizada de las reglas fiscales, como ya ocurrió en la pandemia, y afirmó que "no está justificado" tomar una decisión en este sentido en el escenario actual.

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En su lugar, apostó por adoptar a nivel nacional medidas "limitadas en el tiempo" y con un impacto pequeño en los presupuestos de los países, porque además las actuaciones más "amplias" estimularían la demanda de unos combustibles fósiles ya encarecidos por el cierre del Estrecho de Ormuz.

En nombre de la Comisión Europea, el comisario de Economía, Valdis Dombrovskis, afirmó que los gobiernos deben "ceñirse" a medidas que sean "temporales y focalizadas" que además tengan un impacto "limitado" en los presupuestos nacionales.

Sin embargo, el exprimer ministro letón compartió al Eurogrupo que el primer análisis de Bruselas sobre las medidas adoptadas a nivel nacional apunta a que "los países lo pueden hacer mejor" para centrar su actuación en los sectores y ciudadanos más afectados.

"No podemos permitirnos repetir los errores del pasado", advirtió el letón, en referencia a las medidas hace cuatro años, durante la crisis energética de 2022, repitiendo un mensaje que, según dijo, también compartió el Fondo Monetario Internacional (FMI), organismo que fue invitado a la cita del Eurogrupo.

Bruselas restringe fondos europeos a proyectos renovables que utilicen equipos de China

Redacción — Mon, 04 May 2026 22:31:00 GMT

La Comisión Europea (CE) ha decidido restringir el uso de fondos comunitarios en proyectos de energías renovables que utilicen equipos chinos, ante el riesgo de ciberataques que podrían afectar a infraestructuras críticas e incluso provocar apagones en la red eléctrica.

La medida afecta a proveedores de países como China, Rusia, Corea del Norte e Irán, señalados por la UE como fuentes de ciberamenazas, si bien Bruselas admite que el peso en el mercado se concentra principalmente en China, que domina ampliamente el suministro de estos equipos a nivel global.

Según ha informado el Ejecutivo comunitario, las evaluaciones de riesgo realizadas por la Comisión han identificado amenazas como la manipulación de parámetros de producción eléctrica, la interrupción de la generación o el acceso no autorizado a datos operativos.

"En la práctica, esto podría implicar un apagado remoto de las redes de los Estados miembro, provocando apagones a nivel nacional", ha advertido la portavoz de Industria del Ejecutivo comunitario, Siobhan McGarry.

Los fondos europeos y los equipos de China

En este contexto, ha subrayado que una de las amenazas más urgentes es el riesgo de disrupción de infraestructuras críticas de la UE por parte de actores extranjeros, en particular por la dependencia de inversores en redes de energía limpia procedentes de proveedores considerados de alto riesgo.

McGarry ha explicado que la medida se enmarca en la estrategia de seguridad económica presentada en diciembre, en la que se identificaron varias áreas de riesgo prioritarias, entre ellas la protección de infraestructuras críticas.

En concreto, Bruselas ha puesto el foco en los inversores --dispositivos clave en instalaciones solares o eólicas-- por su papel en la gestión del flujo eléctrico y su potencial vulnerabilidad frente a ciberataques.

"Nuestras evaluaciones de riesgo han confirmado estas amenazas", han insistido, al tiempo que han justificado la necesidad de actuar de forma inmediata.

Por ello, la Comisión ha optado por desarrollar directrices para restringir el uso de fondos europeos en proyectos que utilicen inversores de proveedores de alto riesgo, como paso previo a posibles medidas más amplias en el marco de la futura legislación en ciberseguridad.

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En este sentido, Bruselas ha precisado que estas directrices permitirán limitar la financiación de proyectos que incorporen este tipo de equipos, mientras avanza en la tramitación de la normativa europea en materia de ciberseguridad, que podría extender estas restricciones al conjunto del mercado.

Huawei

Además, desde la Comisión han recordado que ya existen recomendaciones previas para excluir a proveedores considerados de riesgo, como Huawei o ZTE, de infraestructuras estratégicas en sectores como las telecomunicaciones, en línea con las preocupaciones de seguridad identificadas en los últimos años.

"Tenemos una recomendación para animar a nuestros Estados miembro efectivamente a excluir a Huawei y ZTE de sus operadores de telecomunicaciones y de su infraestructura de conectividad", ha añadido el portavoz comunitario de Seguridad Tecnológica, Thomas Regnier.

La CNMC incoa ocho nuevos expedientes a las eléctricas en el marco del apagón

Redacción — Mon, 04 May 2026 22:30:00 GMT

La Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia (CNMC) ha incoado ocho nuevos expedientes sancionadores por infracciones calificadas como "graves" a las eléctricas en el marco de sus investigaciones del cero eléctrico del 28 de abril de 2025.

En concreto, el organismo presidido por Cani Fernández ha sumado seis nuevos expedientes a Naturgy, uno a Iberdrola y otro dirigido a la Central Térmica Grupo 4 de Soto de Ribera de EDP.

De esta manera, son ya un total de 64 expedientes los abiertos por el regulador en el marco de sus pesquisas sobre el histórico apagón eléctrico en el sistema eléctrico peninsular.

En el caso de Naturgy, los expedientes conocidos este lunes se suman a los cinco que la CNMC ya había hechos públicos anteriormente. No obstante, la pasada semana, con motivo de la presentación de resultados del primer trimestre, la compañía, en una conferencia con analistas, ya reconoció que había recibido un total de 11 procedimientos, aunque ninguno de ellos relacionados con el incidente del apagón, y que se estaba procediendo a un "análisis exhaustivo para garantizar una respuesta rigurosa y oportuna" a todos ellos.

En lo que respecta a Iberdrola, la energética supera la veintena de expedientes incoados por la CNMC, uno de ellos calificado de "muy grave" a su nuclear por un posible incumplimiento del artículo 64.37 de la Ley del Sector Eléctrico, que afecta a la "reducción de producción o suministro sin autorización/incumplimiento reiterado de obligaciones de disponibilidad".

De todas maneras, la eléctrica también subrayó la pasada semana que ninguno de los expedientes abiertos por la CNMC a la compañía estaban "relacionados con los eventos que llevaron al apagón", y aseguró que la defensa del grupo sobre el incidente es "muy fuerte", ya que "siempre ha actuado de acuerdo con la Ley y con total transparencia".

La CNMC, dentro de la cascada de procedimientos, también abrió otros dos expedientes calificados como infracción "muy grave", uno de ellos a la sociedad Centrales Nuclearfes Almaraz-Trillo, de la que son socios Iberdrola, Endesa y Naturgy, y otro a Red Eléctrica de España (REE).

En el caso del operador del sistema eléctrico, el regulador abrió el expediente por un posible incumplimiento de las funciones k-, l-, r- y u- del artículo 30.2, con perjuicio para el sistema o sujetos, señalando a la programación del 'mix' de ese día.

En estas funciones se recoge la obligación del operador eléctrico de programar el funcionamiento de las instalaciones de producción de energía eléctrica de acuerdo con el resultado de la casación de las ofertas comunicadas por el operador del mercado.

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Este lunes, la presidenta de Redeia, Beatriz Corredor, ha recalcado que el operador del sistema defenderá en sus alegaciones que no hubo incumplimiento alguno por su parte.

Además, el regulador también ha dirigido expedientes a Endesa -con más de una decena-, Repsol, ContourGlobal La Rioja, Engie Cartagena, TotalEnergies, Bahía de Bizkaia Electricidad o Asociación Nuclear Ascó-Vandellós II.

Las incoaciones

De todas maneras, la CNMC ha indicado que "las incoaciones notificadas incluyen también la investigación de prácticas producidas en días o periodos distintos al 28 de abril de 2025, pero que constituirían igualmente indicios de posibles infracciones sectoriales detectados en el marco de la investigación del incidente".

No obstante, el regulador ha recordado que "los hechos objeto de estos procedimientos no implican, por sí mismos, la atribución del origen o causa del apagón a las empresas afectadas, dado que el incidente respondió a un origen multifactorial". Asimismo, la CNMC ha añadido que la incoación de estos expedientes no prejuzga el resultado final de la investigación".

Los procedimientos tienen una duración máxima que varía entre los nueve y los dieciocho meses en función de la gravedad de la infracción y de que los interesados podrán formular alegaciones y proponer la práctica de pruebas. En el caso de los expedientes considerados "muy graves" las multas pueden ascender hasta los 60 millones de euros, mientras que para los "graves" llegarían hasta los 6 millones de euros.

El Brent se dispara más de un 6% tras los ataques de Irán a instalaciones petrolíferas en Emiratos

Antonio García-Amate — Mon, 04 May 2026 19:16:00 GMT

Un incendio se ha desatado este lunes en una instalación petrolera ubicada en la Zona Industrial de Fujairah, en Emiratos Árabes Unidos. El fuego ha sido provocado por el impacto de un dron, al parecer, lanzado desde Irán.

Prácticamente al mismo tiempo, el Ministerio de Defensa emiratí ha detectado cuatro misiles iraníes en su espacio aéreo. La defensa antiaérea ha logrado interceptar tres proyectiles sobre sus aguas territoriales. El cuarto misil ha caído al mar. A consecuencia de estos ataques, hay tres ciudadanos indios que han resultado heridos. Los afectados presentan lesiones de carácter moderado y han sido trasladados a un hospital.

Este ataque presenta el primer ataque armado desde la tregua iniciada el pasado 8 de abril. El cese al fuego temporal entre Estados Unidos e Irán contó con la mediación de Pakistán, pero ha fracasado tras varios intentos y documentos intercambiados entre administraciones. La acción militar responde al actual conflicto geopolítico derivado del bloqueo naval en el Estrecho de Ormuz.

El presidente estadounidense, Donald Trump, anunció el lunes una nueva operación militar en la región. La misión estadounidense busca escoltar a los buques comerciales atrapados en el estrecho. En respuesta a estas tensiones, la armada iraní ha efectuado disparos (a modo de advertencia) contra embarcaciones americanas.

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Escalada bélica

En medio de esta escalada bélica, un alto cargo militar iraní ha emitido un mensaje oficial para desmarcarse de una ofensiva mayor. Durante una intervención en la televisión estatal, el oficial ha declarado: "Irán no tenía planes de atacar a los EAU".

Fujairah es un centro energético clave situado en la costa oriental emiratí. Los equipos de defensa civil se han desplegado de inmediato para extinguir las llamas en el complejo petrolero. Toda la red de suministro energético atraviesa una etapa de alta vulnerabilidad. Mientras tanto, los mercados responden a esta nueva incertidumbre haciendo que el Brent suba más de un 6% durante la sesión de hoy. Se espera también que Wall Street cierre en negativo tras las malas noticias provenientes del Golfo.

Emiratos Árabes Unidos es el país más afectado por las continuas represalias militares de Irán. La presente crisis regional tiene su origen directo en los ataques lanzados por Estados Unidos e Israel contra territorio iraní el pasado 28 de febrero. El fracaso en las negociaciones esta provocando un reavivamiento del conflicto que empeora la maltrecha situación actual.

La AIE advierte que el metano está en niveles muy elevados y apunta a su potencial energético

Redacción — Mon, 04 May 2026 15:39:00 GMT

Las emisiones de metano procedentes de los combustibles fósiles se mantienen en "niveles muy elevados", pero la aplicación de medidas de mitigación ya probadas podría poner a disposición de los mercados hasta 200.000 millones de metros cúbicos de gas natural al año, el doble del volumen que transita anualmente por el Estrecho de Ormuz, ha señalado la Agencia Internacional de la Energía (AIE).

La producción récord de petróleo, carbón y gas en 2025 fue responsable del 35% de las emisiones de metano de origen humano, con un total estimado de 124 millones de toneladas, sin señales de descenso a escala global, pese a los avances registrados en algunos países, según el 'Rastreador global de metano' de 2026 de la AIE.

En el contexto de la actual crisis energética, agravada por las tensiones en Oriente Medio y el impacto sobre el suministro de gas natural licuado (GNL), la AIE destaca que la reducción de emisiones de metano podría contribuir a reforzar la seguridad energética.

Según el informe, publicado con motivo de un evento internacional de alto nivel sobre la acción contra el metano, convocado por la presidencia francesa del G7 en París, la adopción de medidas relativamente sencillas en países exportadores e importadores permitiría liberar rápidamente cerca de 15.000 millones de metros cúbicos de gas.

La AIE y el metano

A más largo plazo, los esfuerzos globales para reducir las emisiones en las operaciones de petróleo y gas podrían aportar alrededor de 100.000 millones de metros cúbicos anuales, a los que se sumarían otros 100.000 millones derivados de la eliminación de la quema no esencial de gas.

En conjunto, estos volúmenes duplicarían el suministro afectado por las disrupciones en el Estrecho de Ormuz.

"No se trata solo de una cuestión climática: abordar el metano y la quema de gas también conlleva importantes beneficios para la seguridad energética, especialmente en un momento en que el mundo busca urgentemente un suministro adicional ante la crisis actual", subrayó el economista jefe de la AIE, Tim Gould.

El informe destaca además que muchas soluciones para reducir las emisiones de metano son conocidas y rentables.

En este sentido, la AIE señala que aproximadamente el 70% de las emisiones del sector de combustibles fósiles (unos 85 millones de toneladas) podrían evitarse con tecnologías existentes. De ellas, más de 35 millones de toneladas podrían eliminarse sin coste neto, gracias al valor comercial del gas recuperado.

Entre las medidas más eficaces figura la reducción de emisiones en las fases de exploración y producción, responsables de cerca del 80% de las emisiones en petróleo y gas.

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En ese ámbito, tanto Canadá como la Unión Europea han adoptado recientemente normativas más estrictas, mientras que otros países avanzan en esa dirección, como Brasil, Ghana y Kazajistán, señala la AIE.

El estudio también destaca el creciente papel de la vigilancia por satélite, que permite detectar grandes fugas de metano y mejorar la respuesta de gobiernos y operadores.

Brecha entre objetivos y su implementación

Pese a los compromisos internacionales adoptados en los últimos años, la AIE advierte de una brecha significativa entre los objetivos anunciados y su implementación efectiva.

Las políticas actuales permitirían reducir solo un 20% de las emisiones del sector de petróleo y gas para 2030, por debajo del objetivo global del 30%.

El informe indica además que cerca del 70% de las emisiones de metano vinculadas a los combustibles fósiles se concentran en diez países, con China, Estados Unidos y Rusia a la cabeza.

En su estudio, la AIE indica que la intensidad de emisiones (la cantidad de metano liberada por unidad de energía producida) ha disminuido en torno a un 10 % desde 2019 a nivel global, aunque este progreso ha sido compensado por el aumento de la producción.

Países como Noruega presentan los niveles más bajos, mientras que otros como Turkmenistán y Venezuela registran los más elevados.

El metano es un gas incoloro, inodoro e invisible, y principal componente del gas natural. A nivel global, se emiten cada año unas 580 millones de toneladas, de las cuales cerca del 60% son atribuibles a la actividad humana, con la agricultura como principal fuente, seguida del sector energético.

Irán condena la salida de Emiratos de la OPEP y acusa al país de presionar a sus miembros en medio de la guerra

Redacción — Mon, 04 May 2026 15:38:00 GMT

Las autoridades de Irán han calificado de "inaceptable" la decisión de Emiratos Árabes Unidos (UAE) de abandonar la Organización de Países Exportadores de Petróleo (OPEP) y la OPEP+ y han acusado al país de dar este paso para ejercer presión contra los miembros de la organización, al mismo tiempo que continúa el conflicto en el que también ha estado involucrado el Gobierno de EAU.

"EAU ha decidido retirarse de la OPEP. Creo que es inaceptable que un país tome esta medida como reacción a los acontecimientos regionales y para presionar a los miembros de la OPEP", ha indicado el portavoz del Ministerio de Asuntos Exteriores iraní, Esmail Baqaei, en declaraciones a la televisión pública iraní, IRIB.

En este sentido, también han denunciado que durante las semanas de conflicto EAU ha participado "en la agresión estadounidense contra Irán", lo que ha provocado "inseguridad en toda la región".

Irán, EAU y la OPEP

Emiratos Árabes Unidos anunció que dejaría de formar parte de la OPEP y la OPEP+ el pasado martes, una decisión que se ha hecho efectiva a partir del 1 de mayo, bajo el argumento de alinearse con el mercado de la energía en el largo plazo.

Sin embargo, esta salida ocurre tras más de dos meses de conflicto regional en Oriente Próximo durante el que Irán --también miembros de la OPEP-- ha atacado posiciones de EAU. El Gobierno de EAU ya indicó que revisaría sus relaciones con los países vecinos ante los ataques contra sus infraestructuras energéticas.