El Gobierno de Paraguay ha anunciado que "próximamente" firmará con Washington "importantes acuerdos" de cooperación en seguridad y generación de energía nuclear, tras una reunión entre el presidente Santiago Peña, y el secretario de Estado de Estados Unidos, Marco Rubio.

La Presidencia en Asunción indicó en un comunicado que ambos líderes reafirmaron la alianza estratégica de Paraguay y EEUU, luego de haber asistido el viernes al partido del Mundial entre las selecciones de sus países en Los Ángeles (California).

En la reunión, Peña y Rubio revisaron la agenda bilateral "enfocada en el crecimiento económico, atracción de inversiones y seguridad", señaló la nota oficial.

Paraguay, EEUU y la energía nuclear

Además, conversaron sobre el acceso a cuotas para la importación de carne paraguaya hacia EEUU y las gestiones para establecer una conexión aérea directa entre ambos países.

Paraguay ha emprendido una política de diversificación de su matriz energética, que es 100 % renovable y dependiente de la generación hidroeléctrica de las represas binacionales de Itaipú y Yacyretá, que el país comparte con Brasil y Argentina, respectivamente.

En ese contexto, la Administración Nacional de Electricidad (ANDE) de Paraguay y el Organismo Internacional de Energía Atómica (OIEA) suscribieron en abril pasado un convenio de cooperación no vinculante para las aplicaciones de la tecnología de Reactores Modulares Pequeños (SMR, por sus siglas en inglés).

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El documento busca "impulsar el análisis de la energía nuclear como una posible opción estratégica dentro del proceso de diversificación de la matriz energética", indicó entonces la ANDE en un comunicado.

Por otro lado, Paraguay suscribió en abril pasado un memorando de entendimiento junto a otros 55 países que busca asegurar la cadena de suministros de los llamados minerales críticos, claves para producir tecnologías no contaminantes y facilitar la transición energética, tras participar en una reunión en Washington promovida por la Administración de Donald Trump.

Rubio y Peña asistieron el viernes por la noche en Los Ángeles, junto al presidente de la FIFA, Gianni Infantino, al primer partido de Estados Unidos en el Mundial, en el que la selección estadounidense se impuso por 4-1 a Paraguay.

El presidente de Estados Unidos, Donald Trump, y las autoridades de Irán anunciaron este domingo un memorando de entendimiento para finalizar la guerra. El pacto considera el levantamiento del bloqueo naval estadounidense sobre los puertos iraníes, a cambio de la reapertura inmediata del estrecho de Ormuz al tránsito comercial. La firma oficial del tratado está programada para este viernes en Ginebra.

Este acuerdo surge como respuesta a meses de un intenso conflicto armado en Oriente Medio que había bloqueado una vía por la que transita una quinta parte del petróleo mundial. La interrupción del tráfico marítimo en el Golfo Pérsico amenazó el suministro energético global y provocó fuertes subidas en los precios. La diplomacia internacional y la mediación de países como Pakistán y Qatar han sido fundamentales para frenar esta escalada bélica y estabilizar los mercados.

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El presidente estadounidense confirmó el acuerdo a través de sus redes sociales este mismo domingo. "El acuerdo con la República Islámica de Irán ya está completo. ¡Felicidades a todos! Por la presente autorizo la apertura sin peajes del Estrecho de Ormuz", declaró el mandatario de forma oficial.

La reapertura de la ruta marítima ha supuesto un alivio generalizado en los mercados. El barril de crudo Brent retrocede en estos momentos un 4,3%, situándose en 83,7 dólares, mientras que el crudo estadounidense WTI baja hasta los 80 dólares. Las bolsas asiáticas celebraron también el acuerdo, con el índice Nikkei 225 japonés escalando un 4,9%. Se esperan fuertes subidas en la apertura de Europa. Los futuros de Wall Street auguran una sesión en verde (S&P 500 sube un 1,14%).

El estrecho de Ormuz ha sido históricamente el cuello de botella más crítico para el comercio de crudo y derivados. El éxito de este nuevo pacto dependerá de las próximas negociaciones sobre el programa nuclear de Irán y el cesedefinitivo de las sanciones internacionales.

Llevamos varios decenios incidiendo en la piedra filosofal de que las energías renovables son un vehículo indispensable para reducir emisiones y combatir el cambio climático. No hay dudas científicas de que este teorema está cargado de lógica. Pero limitar el debate energético a esa dimensión sería ignorar una de las transformaciones económicas más importantes que está viviendo Europa. Porque la energía y, más en concreto, su seguridad de producción, suministro y distribución, se ha convertido en un factor estratégico de competitividad en tiempos de convulsion geopolítica, cambios en el orden mundial y volatilidad en los mercados.

Las decisiones industriales que marcarán las próximas décadas ya no dependen únicamente de la fiscalidad, las infraestructuras o la disponibilidad de talento. En el último bienio, cada vez más empresas hemos incorporado un dilemma decisivo en nuestros planes de inversion y nuestras estrategias corporativas: ¿dónde podremos acceder a una energía abundante, competitiva y sostenible?

La respuesta a esa pregunta está redefiniendo el mapa industrial europeo, en el que España tiene una oportunidad excepcional para situarse entre los ganadores de este nuevo escenario. Un horizonte que debe diversificar sus fuentes energéticas para rivalizar competitivamente con EEUU y China.

Nuestro país dispone de recursos renovables extraordinarios y ha desarrollado una capacidad de generación que le ha permitido en la actualidad ofrecer unas condiciones energéticas más competitivas que muchos de sus vecinos. No se trata de una expectativa futura. Es una realidad que ya está influyendo en las decisiones empresariales y en la localización de nuevas inversiones.

Las industrias con un elevado consumo energético son las primeras en percibirlo. Para una empresa electrointensiva, la energía ya no se concibe como un coste secundario, sino como un elemento determinante de su competitividad. La posibilidad de asociar sus procesos productivos a una generación renovable mediante autoconsumo, contratos de suministro a largo plazo o nuevas fórmulas energéticas supone una reducción significativa de costes y una mayor estabilidad para planificar inversiones.

La nueva competencia entre países

Europa, de puertas hacia adentro, asiste a una nueva carrera industrial en la que las fuentes renovables se han convertido en un factor diferencial. Cuando una multinacional estudia dónde desarrollar una nueva planta, ampliar su capacidad productiva o lanzar nuevas líneas de negocio, compara mercados enteros hasta elegir el socio comunitario más conveniente. En este parangón, España empieza a destacar.

Lo estamos viendo en sectores tradicionales como la automoción, donde la electrificación está transformando profundamente los modelos productivos. También en ámbitos emergentes como los centros de datos, cuya demanda energética es creciente y constante. Pero, especialmente, en nuevas industrias nacidas al calor de la descarbonización.

La producción de combustibles sostenibles para aviación, el almacenamiento energético, los nuevos vectores energéticos o determinados procesos industriales de bajas emisiones tienen un denominador común. Todos ellos necesitan grandes cantidades de energía renovable para ser competitivos.

Por eso, muchas de las inversiones que definirán la economía de los próximos veinte años están mirando hacia aquellos territorios capaces de ofrecer esa ventaja. Y España se encuentra entre los más demandados.

Más que una transición energética, una política industrial

Con frecuencia seguimos analizando las renovables desde una óptica exclusivamente ambiental. Sin embargo, el debate es mucho más profundo. Lo que está en juego es la capacidad de Europa para mantener y fortalecer su base industrial en un contexto global cada vez más competitivo.

La transición energética debe entenderse, pues, como una política industrial de primer orden. Es cierto que trasladar grandes instalaciones industriales ya existentes resulta complejo. No por casualidad, las milmillonarias inversiones acumuladas durante décadas, las infraestructuras disponibles y las cadenas de suministro consolidadas dificultan cualquier proceso de relocalización.

Pero el pilar fundamental de este edificio no está en las industrias del passado, sino en el futuro que le depara al segundo sector. Las nuevas capacidades productivas, los nuevos proyectos y buena parte de las inversiones que se están perfilando buscan entornos capaces de garantizar energía competitiva durante décadas. Es en este punto de la hora de ruta en el que España tiene una oportunidad única. Aderezado por otra circunstancia. A medida que el mercado eléctrico traslade de forma más directa al consumidor industrial los beneficios de una generación renovable abundante, esta ventaja será todavía más evidente. La competitividad energética no solo permitirá reducir costes; ofrecerá también previsibilidad, estabilidad y seguridad para inversiones que exigen horizontes temporales largos.

Por eso la transición energética no debe contemplarse como una obligación regulatoria ni como un esfuerzo que haya que asumir. Debe entenderse como una palanca de prosperidad.

Las energías renovables nos permiten avanzar hacia un modelo económico más sostenible, pero también más competitivo. Nos ayudan a reducir dependencias externas, atraer capital, generar empleo de calidad y reforzar nuestro tejido industrial. En definitiva, nos ofrecen la posibilidad de convertir una ventaja natural en una ventaja económica duradera.

Europa necesita reindustrializarse y, en este proceso de reconversion, España dispone de una de las herramientas más poderosas para liderar ese proceso. La cuestión ya no es si las renovables serán protagonistas del futuro económico. El dilemma es si sabremos aprovechar a tiempo la ventaja competitiva que hoy tenemos en nuestras manos.

Ricardo Samper es director general de Forestalia.

La descarbonización de la industria exige más que sustituir combustibles fósiles por electricidad. La electrificación de procesos, el almacenamiento con baterías y térmico, las estrategias de cobertura y las previsiones de precios serán elementos clave para reducir emisiones sin comprometer la competitividad. En este nuevo escenario, la gestión del riesgo y la flexibilidad se convierten en factores determinantes para la toma de decisiones industriales.

La industria afronta uno de los mayores desafíos de las próximas décadas: reducir de forma significativa sus emisiones de CO2 manteniendo la seguridad de suministro, la competitividad de costes y la estabilidad de los procesos productivos. Para numerosos sectores industriales, especialmente los electrointensivos y gasintensivos, este proceso ya no responde únicamente a criterios ambientales o reputacionales, sino también económicos, regulatorios, financieros y estratégicos.

Durante años, los procesos industriales han dependido del gas natural para aplicaciones térmicas como hornos, generación de vapor, secado o tratamientos térmicos. Sin embargo, la necesidad de reducir emisiones, la volatilidad de los mercados, la presión regulatoria y el avance de las tecnologías eléctricas están acelerando la transición hacia soluciones basadas en electricidad renovable.

Esta evolución no será homogénea. En procedimientos de baja y media temperatura, las oportunidades de electrificación vienen de la mano de tecnologías como bombas de calor industriales, calderas eléctricas, sistemas de inducción o la recuperación de calor. En procesos de alta temperatura, la transición será más compleja y requerirá combinaciones de electrificación directa, hidrógeno verde, biometano, combustibles renovables o captura de CO2. Todos estos recursos deberán integrarse sin comprometer la competitividad de las industrias.

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La electricidad como eje de la descarbonización

La electrificación es el catalizador de la estrategia de descarbonización. Esta evolución permite reducir emisiones cuando la energía procede de fuentes renovables, pero también incrementa la exposición a la volatilidad de los mercados eléctricos, a los precios horarios, a la canibalización renovable, a las restricciones de red y a la evolución de los mercados de futuros.

Por este motivo, la transición no consiste únicamente en sustituir equipos. Implica redefinir la estrategia energética de la empresa y adoptar una gestión activa de la energía.

Una industria que incorpora autoconsumo fotovoltaico, sistemas de almacenamientoo nuevas tecnologías eléctricas debe decidir cuándo consumir, cuándo desplazar demanda, cuándo almacenar energía y cómo gestionar su exposición a los mercados. En este contexto, la industria deja de ser un consumidor pasivo para convertirse en un gestor activo de flexibilidad.

Almacenamiento eléctrico y térmico como herramientas complementarias

El almacenamiento de energía desempeñará un papel fundamental en la transformación industrial. Las baterías permiten almacenar electricidad y utilizarla cuando aporta mayor valor económico, reduciendo puntas de demanda, aumentando el aprovechamiento del autoconsumo y facilitando la participación en futuros mercados de flexibilidad, balance o servicios de ajuste.

Por su parte, el almacenamiento térmico ofrece a las fábricas con altas necesidades de calor la ventaja de producirlo cuando las tarifas eléctricas son mínimas, guardando esa energía para abastecer los procesos productivos posteriores. Tecnologías basadas en agua caliente, vapor, sales fundidas, materiales cerámicos, aceites térmicos, arena o rocas ofrecen soluciones adaptadas a distintos perfiles de consumo.

La selección de la tecnología más adecuada requiere analizar de forma conjunta el perfil de consumo eléctrico y térmico, las temperaturas necesarias, la flexibilidad operativa, la capacidad de desplazamiento de carga, la vida útil de los equipos y la evolución prevista de los mercados.

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La importancia de las previsiones para invertir

La electrificación y el almacenamiento requerirán inversiones importantes que pueden tener plazo de amortización largos, además de depender de variables de mercado sujetas a incertidumbre.

Por ello, las previsiones de precios resultan esenciales para evaluar la rentabilidad de nuevas instalaciones, sistemas de almacenamiento o proyectos de autoconsumo. No solo deben basarse en los datos históricos, sino que deben basarse en previsiones de largo plazo que contemplen escenarios de penetración renovable, evolución de la demanda eléctrica, desarrollo del almacenamiento, hidrógeno, regulación, precios de combustibles y derechos de emisión de CO2.

Las previsiones deben superar el marco de una única proyección central. La utilización de previsiones estocásticas con escenarios probabilísticos permite evaluar rangos de precios, bandas de confianza, cuantificar riesgos, evaluar la sensibilidad de las inversiones y mejorar la toma de decisiones.

Coberturas y contratos para gestionar la volatilidad

La creciente dependencia de la electricidad incrementará la necesidad de estrategias de cobertura frente a la volatilidad de los mercados. Las coberturas en los mercados de futuros, los contratos bilaterales y los PPA pueden aportar estabilidad de precios y facilitar la financiación de inversiones. Su diseño debe apoyarse en una modelizaciónrigurosa del perfil de consumo, la flexibilidad disponible y las previsiones de mercado.

Los mercados de futuros permiten fijar o acotar precios para determinados horizontes temporales. Los contratos bilaterales negociados directamente con generadores, comercializadoras u otros agentes pueden ofrecer estructuras más adaptadas al perfil de consumo de la industria. Los PPA renovables pueden proporcionar estabilidad de precio a largo plazo, aunque también introducen riesgos de perfil, canibalización y desajuste entre producción renovable y consumo industrial.

Una estrategia de cobertura correctamente estructurada puede contribuir a facilitar la financiación, estabilizar márgenes, reducir el riesgo de mercado y mejorar la competitividad industrial en un entorno cada vez más complejo.

Gestión activa de la energía

La transformación industrial tendrá una dimensión operativa diaria, administrando la energía en una escala horaria. La gestión de la energía integrará previsiones de precios spot, mercados intradiarios, temperatura, producción renovable, demanda, estado de carga de baterías, almacenamiento térmico, restricciones operativas y estrategia de coberturas.

Las empresas más avanzadas combinarán herramientas de monitorización, modelos de previsión y sistemas de optimización para maximizar el valor de sus recursos energéticos y reforzar su competitividad. En este contexto, las previsiones de corto, medio y largo plazo se convierten en una infraestructura estratégica. El corto plazo ayuda a operar baterías, consumos flexibles y almacenamiento térmico. El medio plazo permite planificar compras, paradas, coberturas y gestión de riesgos. El largo plazo es imprescindible para evaluar inversiones, PPA, electrificación de procesos y descarbonización profunda.

Descarbonizar sin perder competitividad

La descarbonización requerirá combinar eficiencia, electrificación, autoconsumo renovable, almacenamiento, PPA, coberturas, previsiones estocásticas y gestión activa del riesgo. Representará una nueva forma de relacionarse con los mercados de energía y de integrar la gestión energética dentro de la estrategia empresarial.

Las empresas capaces de anticiparse, invertir con criterios sólidos y gestionar adecuadamente la incertidumbre estarán mejor posicionadas para competir en un entorno caracterizado por una elevada penetración renovable y una creciente complejidad de mercado. En este proceso, las previsiones de precios de mercado, la modelización probabilística, el análisis de escenarios y la gestión del riesgo serán tan importantes como la tecnología.

La descarbonización industrial va más allá de la mera disponibilidad de equipos eléctricos, baterías o sistemas de almacenamiento térmico. El éxito radicará en la capacidad estratégica para determinar el momento óptimo de inversión, gestionar la operativa diaria y blindarse ante la volatilidad de los mercados de energía.

Previsiones y análisis sobre mercados de energía y almacenamiento en Europa

AleaSoft Energy Forecasting celebrará el próximo 18 de junio de 2026 su webinar número 67, en el que, con la participación de expertos de ENGIE Spain, se analizará la evolución reciente de los mercados de energía europeos y las perspectivas para la segunda mitad de 2026. El encuentro abordará cómo la consolidación de la generación renovable y la mayor volatilidad de los precios en Europa están redefiniendo el papel del almacenamiento de energía y los proyectos de hibridación como activos clave para aportar flexibilidad al sistema eléctrico. Asimismo, en esta sesión se repasará detalladamente la situación actual y las tendencias del mercado de PPA en España, evaluando su función como instrumento esencial de estabilidad, financiación y cobertura ante entornos de precios cambiantes.

En este escenario, AleaSoft Energy Forecasting destaca por su capacidad para analizar, modelizar y optimizar proyectos renovables, de almacenamiento e híbridos mediante previsiones de precios, análisis de escenarios y simulaciones de mercado, contribuyendo a maximizar su valor y a respaldar una toma de decisiones más sólida en un entorno cada vez más complejo y dinámico.

Fuente: AleaSoft Energy Forecasting.

La semana pasada el precio del barril de Brent caía por debajo de los 90 dólares barril, arrastrando a todas las petroleras europeas. El sector de las utilities subía levemente el viernes por la tarde, después de una semana de ganancias. El subsector de operadores de renovables rebotaba con fuerza, después de una semana durante la que se alcanzaron niveles mínimos del mes. Aparte de los niveles técnicos atractivos, las renovables reaccionaron positivamente al renovado interés corporativo.

Las acciones de Acciona Energía se dispararon por posible interés en la empresa

El precio de la acción Acciona Energía se disparó al comienzo de la sesión del viernes un 10% hasta los 23,6 euros por acción, ante las especulaciones sobre el interés del capital riesgo y fondos de inversión en la empresa. A menos de una hora del cierre, la acción avanzaba un 12% a niveles de 23,9 euros. A pesar de este rebote, la acción sigue cotizando muy por debajo de su precio de salida a bolsa en julio de 2021.

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El conglomerado español Acciona está buscando muestras de interés para su unidad de energías renovables, Acciona Energía, antes de agosto. Acciona considera todas las opciones para el 91% de participación en Acciona Energía, incluyendo la venta de una participación, sacarla de Bolsa o el mantenimiento de su estructura actual.

Desde un punto estratégico, Acciona se está planteando una reasignación de capital en favor a su negocio de construcción y de infraestructuras, teniendo en cuenta la oportunidad que tiene de proveer de infraestructuras básicas a los nuevos centros de datos a nivel internacional. Una oportunidad que está dejando pasar.

Morgan Stanley vuelve a explorar su salida de PNE AG

Los posibles movimientos corporativos no están limitados a España. En el último mes la división de infraestructura de Morgan Stanley confirmó que estaba explorando nuevamente la venta de su participación mayoritaria del 50,06% en la desarrolladora alemana de renovables PNE AG. La división del banco norteamericano lo había intentado a finales de 2022, cuando la acción llegó a máximos históricos de 21,25 euros por acción, y finalmente descartó la operación en enero de 2023. Estos fondos suelen mandatos de mantener la participación durante tres o cuatro años, período que coincide con los 3 años después de su entrada en el capital de PNE AG en 2019.

Seis años después de desembarcar en PNE AG, a niveles de 10,4 euros por acción, parece que Morgan Stanley no le importaría vender a un precio por debajo del máximo con tal de salir de PNE AG tras una extensión prolongada de su mandato. Según la agencia Reuters, la fecha límite para presentar las ofertas vinculantes por PNE AG sería el 22 de junio.

Inversiones atractivas para los fondos de infraestructuras y el capital riesgo

Uno de los principales atractivos de los activos renovables es la visibilidad en cuanto a ingresos contractuales, ya que estas empresas tienen un porcentaje alto de sus ingresos fijados por contratos de compraventa de energía (PPA) a largo plazo. Adicionalmente, suponen una protección contra una inflación elevada, ya que algunos contratos incluyen precios vinculados a la inflación. Por último, invirtiendo en activos ya operativos o en fase avanzada de construcción, el fondo reduce los riesgos de ejecución asociados a los proyectos.

Para las firmas de capital riesgo y otros muchos fondos, estas adquisiciones permiten apalancar con deuda los activos para maximizar el rendimiento del capital del accionista. Normalmente, el coste de capital de estos fondos suele ser más bajo que el coste de capital de un inversor ordinario, con lo que se maximiza el diferencial entre la rentabilidad del capital invertido y su bajo coste de capital.

El gobierno corporativo que imponen estos fondos suele ser muy centralizado y a menudo buscan posiciones de control. Los casos en que adquieren participaciones minoritarias suelenestar justificados por la necesidad de un socio industrial que gestione los activos desde el punto de vista operativo. Se crean vehículos financieros participados por el socio industrial y el financiero, y se fijan políticas de reparto de dividendos en base a porcentajes sobre la generación de caja de los activos disponible, en vez de sobre los beneficios netos.

La demanda de electricidad en Europa crecerá con fuerza durante las próximas décadas impulsada por la electrificación de la economía. Los escenarios centrales del TYNDP 2026 prevén que el consumo eléctrico supere los 4.300 TWh en 2040, lo que supone un incremento superior al 20% respecto a los niveles actuales y confirma el papel de la electricidad como principal vector energético de la transición hacia una economía descarbonizada.

El aumento de la demanda responde a la sustitución progresiva de combustibles fósiles en sectores clave como el transporte, la climatización de edificios y numerosos procesos industriales. Los operadores europeos consideran que la electrificación será la principal herramienta para reducir emisiones y alcanzar los objetivos climáticos fijados por Bruselas para mediados de siglo.

El vehículo eléctrico figura entre los principales motores de este crecimiento. Millones de automóviles, furgonetas y vehículos pesados pasarán a depender de la red eléctrica para su funcionamiento, incrementando significativamente las necesidades de suministro. A ello se sumará la expansión de las bombas de calor en el sector residencial y terciario, llamadas a reemplazar progresivamente las calderas alimentadas por combustibles fósiles.

La industria también desempeñará un papel determinante. La electrificación de procesos productivos y el desarrollo de nuevas actividades vinculadas al hidrógeno renovable elevarán el consumo eléctrico en numerosos sectores. La producción de hidrógeno mediante electrólisis requerirá grandes cantidades de electricidad renovable y se convertirá en uno de los nuevos focos de demanda del sistema energético europeo.

Eficiencia tecnológica

Los operadores destacan que este crecimiento del consumo no implica necesariamente un aumento de la demanda energética total. La mejora de la eficiencia tecnológica permitirá que Europa utilice menos energía primaria mientras incrementa el uso de electricidad. La sustitución de motores térmicos por motores eléctricos y de sistemas convencionales de calefacción por bombas de calor reducirá considerablemente las pérdidas energéticas.

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El aumento de la demanda obligará, sin embargo, a acelerar el despliegue de nuevas instalaciones renovables, redes eléctricas y sistemas de almacenamiento. Los escenarios contemplan inversiones masivas para adaptar las infraestructuras a una economía mucho más electrificada y garantizar que el suministro pueda mantenerse de forma segura y competitiva.

Columna vertebral

La evolución prevista refleja un cambio estructural en el modelo energético europeo. La electricidad dejará de ser únicamente un vector destinado al consumo doméstico o industrial para convertirse en la columna vertebral de todo el sistema energético. Transporte, industria, calefacción y producción de combustibles renovables dependerán cada vez más de una red eléctrica capaz de suministrar volúmenes crecientes de energía libre de emisiones.

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Los operadores concluyen que el éxito de la transición energética europea dependerá en gran medida de la capacidad para gestionar este aumento de la demanda y acompañarlo con un despliegue suficiente de generación renovable, almacenamiento e interconexiones. El resultado será una Europa mucho más electrificada y menos dependiente de los combustibles fósiles que la actual.

Europa necesitará multiplicar de forma acelerada su capacidad de almacenamiento energético para sostener el crecimiento de las energías renovables durante las próximas décadas. Los escenarios del TYNDP 2026 elaborados por los operadores europeos prevén que la aportación de las baterías al sistema eléctrico pase de 76 TWh en 2030 a 282 TWh en 2050, prácticamente cuatro veces más en apenas veinte años.

La expansión del almacenamiento aparece como una de las condiciones imprescindibles para que la Unión Europea pueda culminar su proceso de descarbonización. A medida que la generación solar y eólica aumente su peso en el mix energético, las baterías asumirán un papel fundamental para equilibrar la oferta y la demanda de electricidad y garantizar la estabilidad de las redes.

Los operadores consideran que el almacenamiento dejará de ser una tecnología complementaria para convertirse en una infraestructura estratégica del sistema energético. Las baterías permitirán absorber excedentes de producción renovable durante las horas de mayor generación y devolver esa energía a la red cuando la demanda aumente o la producción renovable disminuya.

Cambio en el sistema eléctrico

El crecimiento previsto responde directamente a la profunda transformación que experimentará el sistema eléctrico europeo. La expansión masiva de la energía solar provocará que en numerosos momentos del día exista un exceso de producción eléctrica que deberá almacenarse para ser utilizado posteriormente. Al mismo tiempo, la electrificación del transporte, la calefacción y diversos procesos industriales incrementará la necesidad de disponer de recursos flexibles capaces de responder de forma rápida a las variaciones de la demanda.

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Las baterías compartirán ese papel con otras tecnologías de flexibilidad, como la gestión activa de la demanda, el almacenamiento hidráulico y el hidrógeno. Sin embargo, los escenarios europeos atribuyen a las baterías una función especialmente relevante por su capacidad de respuesta inmediata y por la continua reducción de sus costes de implantación.

Cadena de valor propia

La evolución prevista refleja además el creciente interés de los Estados miembros por desarrollar una cadena de valor propia en torno al almacenamiento energético. La Comisión Europea considera esta tecnología una pieza clave para reforzar la competitividad industrial del continente y reducir la dependencia de combustibles fósiles importados.

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Los operadores advierten de que el despliegue del almacenamiento deberá avanzar al mismo ritmo que la expansión renovable para evitar cuellos de botella y problemas de integración en las redes. Sin una capacidad suficiente de almacenamiento, buena parte de la energía producida por las nuevas instalaciones solares y eólicas podría desaprovecharse.

La red gasista europea afrontará una de las mayores transformaciones de su historia durante las próximas décadas. Los escenarios energéticos elaborados por los operadores europeos para el TYNDP 2026 prevén que cerca del 60% de los gases que circulen por las infraestructuras del continente en 2050 tendrán origen renovable, frente al entorno del 10% previsto para 2030. El cambio estará impulsado principalmente por el fuerte crecimiento del biometano, el biogás y el hidrógeno renovable, llamados a sustituir progresivamente al gas fósil en sectores donde la electrificación resulta más compleja.

La evolución será especialmente visible en la producción de gases renovables de origen doméstico. Según las previsiones de los operadores, la producción conjunta de biometano y biogás aumentará desde los 184 TWh registrados en 2023 hasta alcanzar los 836 TWh en 2050, multiplicándose por más de cuatro en menos de tres décadas. Este crecimiento permitirá reducir la dependencia energética exterior y contribuirá a la descarbonización de sectores industriales, sistemas de calefacción y determinadas actividades de transporte.

Los escenarios contemplan una transformación progresiva del papel de las infraestructuras gasistas. Lejos de desaparecer, las redes existentes se adaptarán para transportar volúmenes crecientes de gases renovables y bajas emisiones. Los operadores consideran que estas infraestructuras seguirán desempeñando una función esencial para aportar flexibilidad al sistema energético europeo, especialmente en periodos de elevada demanda o de baja producción renovable.

Biometano como pilar

La expansión del biometano aparece como uno de los pilares de esta estrategia. Su capacidad para aprovechar residuos agrícolas, ganaderos, urbanos e industriales lo convierte en una de las tecnologías con mayor potencial para producir energía renovable gestionable y almacenable. Además, puede integrarse en gran medida en las infraestructuras ya existentes, reduciendo la necesidad de construir nuevas redes.

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El hidrógeno renovable también ganará protagonismo a medida que avance la descarbonización de la industria pesada y de determinados segmentos del transporte. Aunque el biometano mantendrá un peso relevante, el desarrollo de corredores europeos de hidrógeno permitirá la aparición de un mercado continental capaz de conectar centros de producción y consumo en distintos países.

Reducción de las importaciones

La transformación del sistema gasista coincide con una fuerte reducción de las importaciones de combustibles fósiles. Los escenarios prevén una caída continuada de la demanda de metano de origen fósil y una sustitución progresiva por gases producidos dentro de Europa o importados en forma de hidrógeno y derivados renovables.

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Los operadores destacan que esta evolución permitirá aprovechar el valor estratégico de las infraestructuras existentes mientras se avanza hacia los objetivos climáticos de la Unión Europea. El resultado será una red gasista profundamente diferente a la actual, donde la mayoría de las moléculas transportadas procederán de fuentes renovables y desempeñarán un papel complementario al creciente protagonismo de la electricidad.

Si hay una marca que se ha mostrado crítica con la obligatoriedad de elegir un único sistema de movilidad, esa ha sido Toyota, más aún a través de su presidente, Akido Toyoda. El CEO del grupo nipón ha vuelto a reivindicar públicamente el papel de los motores de combustión y ha reconocido que se siente "muy solo" defendiendo una tecnología que considera todavía necesaria para responder a las distintas realidades del mercado mundial.

Una estrategia diferente a la del resto de la industria

híbridos enchufables, las pilas de combustible de hidrógeno e incluso los motores de combustión adaptados para funcionar con combustibles sintéticos o hidrógeno. Para Toyoda, el objetivo no pasa por imponer una única solución tecnológica, sino por ofrecer alternativas adaptadas a las necesidades de cada mercado y a la disponibilidad de infraestructuras.

No renuncia a los eléctricos

C-HR+ (prueba) como del Urban Cruiser (un clon del Suzuki e-Vitara (contacto)) en ciertos merados europeos, y ya trabaja en una nueva generación de plataformas específicas, al mismo tiempo que mantiene una posición de liderazgo mundial en vehículos híbridos, una tecnología que introdujo hace casi tres décadas con el lanzamiento del Prius y que hoy representa una parte fundamental de sus ventas globales.

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Paralelamente, el fabricante desarrolla nuevos motores de 1,5 y 2,0 litros más compactos y preparados para funcionar con combustibles de bajas emisiones, una línea de trabajo que comparte con Subaru y Mazda y que busca mantener abiertas distintas opciones para alcanzar la neutralidad en carbono.

Un debate que seguirá abierto

El mayor parque eólico en funcionamiento de Australia ha establecido un impresionante nuevo récord al convertirse en el primero del país en superar un gigavatio (GW) de potencia de generación eléctrica.

El hito del parque eólico Golden Plains, de hasta 1,3 GW y propiedad de TagEnergy, situado cerca de Rokewood, en el estado de Victoria, fue anunciado este viernes por su proveedor de turbinas y gestor del proyecto, Vestas, a través de una publicación en LinkedIn.

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Un hito histórico

“El parque eólico Golden Plains de TagEnergy ha superado ya 1 GW de producción eléctrica”, afirma la publicación de LinkedIn.

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“Golden Plains es el primer proyecto eólico que alcanza este nivel y el mayor parque eólico terrestre que hemos desarrollado en el hemisferio sur.”

“El parque eólico genera un impacto local mediante iniciativas comunitarias y, al mismo tiempo, refuerza activamente el sistema energético de Victoria”.

Sus 215 turbinas EnVentus V162-6.2 MW ayudan a proporcionar energía renovable fiable al sistema eléctrico de Victoria, al tiempo que generan electricidad limpia de producción nacional que contribuye a reducir las facturas de electricidad de los australianos.

Este logro refleja años de dedicación y colaboración entre equipos, y aún queda más por venir a medida que el proyecto continúe avanzando en su proceso de puesta en marcha.”

La primera fase del parque eólico Golden Plains, de 766 megavatios (MW) y desarrollada mayoritariamente por la empresa portuguesa TagEnergy, fue puesta oficialmente en servicio a finales del año pasado, aunque comenzó a enviar electricidad a la red a principios de 2025.

En febrero, la segunda fase, de 577 MW, empezó también a suministrar energía a la red mientras avanzaba por las distintas etapas de validación y autorización que forman parte del proceso de conexión y puesta en marcha.

El mayor parque eólico de Australia

Con una capacidad total de 1,33 GW y una inversión de 4.000 millones de dólares, el parque eólico Golden Plains será, con diferencia, el mayor de Australia. Es probable que mantenga ese título durante varios años, dado el tiempo necesario para planificar, financiar, construir, conectar y poner en funcionamiento proyectos de esta magnitud.

Su competidor más cercano es el proyecto eólico MacIntyre, en Queensland, con 923 MW, que todavía se encuentra limitado por distintas fases de validación y actualmente solo está produciendo aproximadamente la mitad de su capacidad instalada.

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Acciona construirá en Australia uno de los mayores parques eólicos del mundo

Entre los futuros aspirantes a superar este récord se encuentran los proyectos Liverpool Range y Yanco Delta en Nueva Gales del Sur, así como posiblemente el parque eólico Bonney Downs, propuesto por la compañía minera Fortescue para ayudar a que sus operaciones alcancen el objetivo de “cero real” antes de que termine la década.

TagEnergy también está construyendo una gran batería en el emplazamiento del parque eólico Golden Plains. La instalación, con una capacidad de 150 MW y 600 MWh, ya se encuentra en construcción. Además, la empresa mantiene un acuerdo a largo plazo de “peaje virtual” con Snowy Hydro, que también dispone de un contrato de suministro a largo plazo para una parte de la producción del parque eólico.

Los sistemas de almacenamiento de energía mediante baterías (BESS, por sus siglas en inglés) se han convertido en uno de los segmentos de mayor crecimiento en el sur de Europa, desempeñando un papel clave en la siguiente fase de la transición energética. A medida que aumenta la penetración de las energías renovables, las baterías son cada vez más esenciales para aportar la flexibilidad que requieren los sistemas eléctricos, según un informe de Aurora Energy Research.

Sin embargo, en un contexto de rápida expansión, instalar una batería ya no es suficiente para garantizar retornos atractivos. Con un número creciente de sistemas de almacenamiento conectados a la red, los márgenes estarán inevitablemente expuestos a fenómenos de canibalización.

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¿Cómo podría afectar la canibalización de márgenes?

Las previsiones de mercado de Aurora apuntan a una presión creciente sobre los ingresos de las baterías durante los próximos años conforme aumente la capacidad de almacenamiento instalada. Tomando 2027 como año de referencia, los ingresos netos anuales podrían registrar importantes descensos de aquí a 2031 en varios mercados clave del sur de Europa:

• Sicilia: -41%
• Norte de Italia: -35%
• Grecia: -21%
• Portugal: -19%
• España: -15%

A primera vista, estas cifras pueden parecer preocupantes. Sin embargo, no reflejan un mercado en retroceso, sino la evolución natural de un sector que pasa de una fase emergente a otra de madurez. La cuestión ya no es si conviene invertir en almacenamiento, sino cómo hacerlo de manera inteligente.

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Tres variables definirán el futuro de la rentabilidad de los BESS

A medida que aumenta la competencia, el éxito de los proyectos dependerá de tres decisiones estrechamente relacionadas:

• Estrategia de acceso al mercado (Route-to-Market): ¿cómo generará ingresos la batería?
• Ubicación: ¿dónde debe instalarse?
• Configuración técnica: ¿cómo se diseña y opera el sistema BESS?

Las baterías pueden acceder a múltiples fuentes de ingresos, cada una con un equilibrio distinto entre riesgo y rentabilidad. Entre las vías más habituales destacan la participación en mercados mayoristas (merchant), los contratos públicos y los acuerdos privados de tolling y compraventa de energía (offtake).

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Las estrategias centradas en el mercado libre permiten capturar importantes oportunidades de arbitraje energético, ingresos por servicios complementarios y valor en los mercados de balance. No obstante, estos ingresos suelen ser más volátiles y, por tanto, menos atractivos para las entidades financiadoras.

Por el contrario, las estructuras basadas en ingresos contratados ofrecen una mayor previsibilidad y facilitan la financiación de los proyectos, aunque pueden limitar el potencial alcista de los retornos.

No existe una única estrategia válida para todos

Un ejemplo ilustrativo es el mecanismo italiano MACSE para el almacenamiento energético. Este esquema proporciona visibilidad de ingresos a largo plazo durante un periodo de 15 años, mejorando notablemente la bancabilidad de los proyectos.

Sin embargo, su atractivo también ha despertado un fuerte interés inversor, incrementando la competencia y reduciendo los retornos esperados.

Según el análisis de Aurora, la estrategia óptima varía significativamente entre regiones. La mejor vía de acceso al mercado depende, además, de la ubicación concreta de la batería.

La importancia de la duración de almacenamiento

Las estrategias altamente contratadas modifican las prioridades de optimización de los sistemas BESS. En lugar de centrarse en maximizar los ingresos derivados de la operativa comercial, los promotores ponen el foco en ganar subastas y asegurar contratos de largo plazo.

En Sicilia, Aurora comparó baterías de cuatro y ocho horas de duración bajo distintos modelos de comercialización, evidenciando esta diferencia.

Bajo un modelo merchant, ampliar la duración de 4 a 8 horas reduce la TIR para el accionista en aproximadamente 2,5 puntos porcentuales. Sin embargo, bajo un esquema contratado como MACSE ocurre exactamente lo contrario: los sistemas de 8 horas superan a los de 4 horas en más de 3 puntos porcentuales.

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Este incremento de valor puede desglosarse en tres componentes:

• Ingresos adicionales procedentes de energía que, de otro modo, sería vertida o limitada (curtailment y clipping).
• Mayor valor de la energía gracias al desplazamiento temporal de la producción (time-shifting).
• Márgenes específicos generados por la batería más allá de los beneficios aportados por la propia instalación solar.

No obstante, la co-localización no es una fórmula universal. Su valor puede variar considerablemente en función de las condiciones del mercado y de las características específicas de cada proyecto.

La oportunidad sigue siendo enorme, pero ahora la precisión marca la diferencia

El potencial de crecimiento del almacenamiento energético en el sur de Europa continúa siendo extraordinario. Lo que está cambiando es el entorno de inversión.

Los ganadores de la próxima etapa del mercado BESS serán aquellos inversores capaces de identificar con precisión dónde instalar las baterías, cómo configurarlas y bajo qué estructuras comerciales desplegarlas para maximizar su valor.

El repunte de los precios del petróleo ha sido difícil de sostener, a pesar de que el Estrecho de Ormuz permanece en gran medida cerrado y las existencias están disminuyendo con rapidez. El mercado petrolero está afrontando una interrupción temporal del suministro sobre un contexto estructuralmente bajista.

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Los modelos de precios del petróleo de BloombergNEF reflejan la posibilidad de que los futuros del Brent ya hayan alcanzado su máximo, ligeramente por encima de los 104 dólares por barril, o estén cerca de hacerlo, medidos en promedio mensual. Una vez que el efecto del choque inicial comience a disiparse, es probable que la atención vuelva a centrarse en la desaceleración del crecimiento de la demanda y el aumento de la oferta.

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Las ventas de automóviles con motor de combustión interna en China cayeron un 21% interanual en abril, y la demanda de gasolina del país parece haber alcanzado su punto máximo en 2023.

La caída de la demanda es más significativa en materias primas petroquímicas y combustibles para cocinar, alcanzando aproximadamente un máximo de 2,5 millones de barriles diarios. Una reducción adicional de la demanda provocada por precios elevados en los combustibles para transporte podría equilibrar el mercado más rápidamente o, al menos, ralentizar el ritmo de reducción de inventarios. El conflicto podría mantener un crecimiento más débil de la demanda durante más tiempo, aunque la magnitud del impacto sigue siendo incierta.

2. Las reservas de China están limitando discretamente el potencial alcista

China ha reducido significativamente sus importaciones de crudo, reflejando tanto una demanda interna más débil como una estrategia oportunista de acumulación de reservas durante los últimos años, cuando el sentimiento del mercado y los precios eran bajos. Estas compras ayudaron a sostener el mercado petrolero al absorber el exceso de barriles y evitar una caída mayor de los precios el año pasado.

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Hoy, esas reservas actúan en sentido contrario, limitando el alcance de una subida de precios por encima de los 120 dólares por barril. Con los tanques de almacenamiento bien abastecidos, China tiene mucha menos necesidad de competir por cargamentos cuando los precios aumentan.

Las reservas chinas se han convertido inadvertidamente en una fuerza importante de estabilización de precios, limitando las subidas del mercado de la misma forma que amortiguan las caídas.

3. La oferta está creciendo rápidamente fuera de Oriente Medio

Mientras la demanda se debilita, la oferta continúa expandiéndose. El crecimiento de la producción fuera de la alianza OPEP+ sigue siendo sólido, especialmente en América. BloombergNEF estima que el aumento de la oferta en la región ha superado 1 millón de barriles diarios en los últimos años y seguirá siendo una fuente importante de suministro adicional hasta 2027.

Además, existe una gran capacidad de producción en Oriente Medio lista para volver al mercado. BloombergNEF estima que entre el 80% y el 90% de la producción perdida debido al conflicto podría recuperarse antes de fin de año si el Estrecho de Ormuz reabre a principios de agosto.

La recuperación no será uniforme y algunos volúmenes, especialmente en Catar, podrían tardar años en restablecerse completamente. A esto se suma que los Emiratos Árabes Unidos disponen de más de 1 millón de barriles diarios de capacidad ociosa, lo que añadiría presión adicional sobre los precios. El petróleo iraní también podría regresar al mercado si se alcanza un acuerdo para reabrir el Estrecho de Ormuz.

A medida que vuelvan los barriles de Oriente Medio y continúe creciendo rápidamente la producción en otras regiones, el mercado podría pasar de un déficit este año a un importante superávit el próximo.

Visión alternativa

BloombergNEF espera que los precios del petróleo se mantengan cerca de los niveles actuales hasta agosto, suponiendo que la tregua se mantenga y que ambas partes continúen trabajando en un acuerdo para reabrir el Estrecho de Ormuz.

Sin embargo, si el estrecho permanece cerrado mucho más allá del verano, o si nuevos ataques dañan infraestructuras energéticas, los precios podrían subir con fuerza y los gobiernos podrían verse obligados a adoptar medidas adicionales para reducir la demanda.

La energía solar y la eólica se consolidarán como las tecnologías dominantes del sistema eléctrico europeo durante las próximas décadas y llegarán a aportar cerca del 85% de toda la generación baja en carbono de la Unión Europea en 2050. Así lo reflejan los escenarios elaborados por los operadores europeos de electricidad y gas para el TYNDP 2026, que dibujan un sistema energético profundamente transformado por la electrificación y el despliegue masivo de renovables.

Las previsiones apuntan a un crecimiento sin precedentes de la capacidad instalada solar, que pasará de 652 GW en 2030 a 1.474 GW en 2050. La energía eólica también registrará una expansión notable, especialmente en el segmento marino. La potencia eólica offshore aumentará desde los 65 GW previstos para 2030 hasta 354 GW dos décadas después, multiplicándose por más de cinco y convirtiéndose en uno de los pilares de la descarbonización europea.

Transformación estructural del mix

La magnitud del despliegue renovable responde a la necesidad de sustituir progresivamente los combustibles fósiles, reducir las emisiones de gases de efecto invernadero y reforzar la autonomía energética del continente tras los episodios de volatilidad registrados en los mercados energéticos durante los últimos años. Los operadores consideran que la electrificación de la economía, impulsada por el vehículo eléctrico, las bombas de calor y la producción de hidrógeno renovable, exigirá una cantidad creciente de electricidad libre de emisiones.

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Los escenarios contemplan una transformación estructural del mix energético europeo. Mientras las centrales térmicas convencionales perderán protagonismo de forma progresiva, la generación renovable asumirá el grueso del suministro eléctrico. La combinación de energía solar y eólica permitirá cubrir una parte creciente de la demanda gracias al descenso de costes tecnológicos y a la mejora de los sistemas de integración en red.

Tecnología protagonista

La energía solar protagonizará el mayor crecimiento absoluto de todas las tecnologías. El incremento previsto supera los 820 GW entre 2030 y 2050, una expansión equivalente a instalar más capacidad fotovoltaica que toda la existente actualmente en la Unión Europea. Paralelamente, la eólica marina reforzará su papel gracias al desarrollo de grandes parques en el Mar del Norte, el Báltico y otras zonas costeras europeas.

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Los operadores subrayan que este despliegue deberá ir acompañado de importantes inversiones en redes eléctricas, almacenamiento energético y soluciones de flexibilidad que permitan gestionar la variabilidad de la producción renovable. El desarrollo de baterías, hidrógeno y sistemas de gestión de la demanda será clave para garantizar la seguridad de suministro en un sistema cada vez más dependiente de recursos variables.

La Asociación Española de Fabricantes de Automóviles y Camiones (Anfac) elegirá este próximo viernes, 19 de junio en su junta general su próximo presidente tras la salida de Josep María Recasens con motivo de su nombramiento como consejero delegado de Indra en sustitución de José Vicente de los Mozos.

El consejero delegado de Seat/Cupra, Markus Haupt, se perfila como el hombre con más enteros a reemplazar a Recasens, ya que se sitúa como el candidato de más consenso dentro de la propia junta directiva de la organización y por el fuerte peso de la estructura de Martorell en toda la automoción española, según han señalado fuentes del sector a Europa Press.

De producirse su elección, el directivo alemán de nacimiento (aunque con raíces españolas), Haupt será consejero delegado de Seat/Cupra y el máximo responsable de la patronal en poco menos de un año. Aunque Haupt estuvo como consejero interino desde abril de 2025, oficialmente asumió la dirección de las firmas españolas del grupo Volkswagen en octubre de 2025.

Como norma, el presidente de la asociación también ocupa un cargo de responsabilidad en alguna de las firmas automovilísticas que tienen actividad de producción en España. Si hubiese dos candidatos, se procederá a una votación en la que los fabricantes con planta propia en España tendrían mayor volumen de votos.

Otros candidatos en Angac

De producirse la elección de Haupt, la presidencia de Anfac podría volver a reflejar la tradicional alternancia entre Renault y Seat, una dinámica que se mantiene desde 2018.

Tras los mandatos de José Vicente de los Mozos (Renault), Wayne Griffiths (Seat y Cupra) y, desde 2024, Josep Maria Recasens (Renault), el sector pronostica que la próxima designación volverá a recaer en un directivo vinculado a Seat.

Esta situación responde, en parte, a que otros grandes fabricantes con presencia industrial en España, como Stellantis, Mercedes-Benz, Volkswagen, Iveco o Ford, no han presentado credenciales en los últimos años para una posible elección.

Por ejemplo, aunque es una persona de mucho consenso en el sector, el reciente nombramiento como presidente de la Cámara de Comercio Alemana del presidente de Volkswagen Group España Distribución, Paco Pérez Botello, le aleja de las quinielas.

Aunque por peso industrial --Vigo, Figueruelas y Villaverde-- Stellantis podría ser una entidad de fuerte potencial (primer fabricante de vehículos en España) la compañía no parece ser la opción más probable debido a su limitada implicación reciente en las patronales del sector.

Otros candidatos posibles que destacan dentro de aquellas marcas sin fábricas en España, pero con una fuerte implantación en el mercado nacional, son Leopoldo Satrústegui (consejero delegado de Hyundai), Manuel Terroba (BMW) o Emilio Herrera (Kia).

Asimismo, Toyota podría aspirar al cargo, aunque el reciente nombramiento de Francisco Berrocal como máximo responsable de la marca en España hace que su candidatura se considere todavía prematura. Lo mismo ocurre en la dirección nacional de Iveco, aunque éste si es fabricante.

La automoción española

España está siendo uno de los países donde la electrificación está siendo más tardía con respecto a otros países vecinos como Portugal, Francia, Alemania o Italia. Recasens desde su llegada a la dirección de Anfac ha sido el principal impulsor del cambio en el paradigma de la automoción española y ha liderado la creación de los Planes Moves III y del 'Plan Auto 2030'.

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La automoción española se encuentra en un contexto marcado en rojo con fabricantes europeos poniendo la lupa en las plantas españolas, pero también las nuevas marcas chinas como el reciente anuncio del grupo asiático SAIC Motor de comenzar a producir modelos en España antes de que finalice 2026, siendo el primer fabricante chino en establecerse en suelo nacional para desarrollar sus vehículos.

A su vez, se espera que en los próximos años fabricantes como Changan u Omoda & Jaecoo también puedan comenzar a configurar vehículos en España.

Por otro lado, para el próximo año 2027 se proyecta el inicio de producción en serie de baterías para vehículos eléctricos en la planta del grupo Volkswagen en Sagunto. Para finales de 2026, se espera el inicio de la producción de baterías entre Stellantis y CATL en Figueruelas. Un año más tarde, se pronostica el inicio de las operaciones en la gigafactoría de baterías de Navalmoral de la Mata (Cáceres), impulsada por la multinacional Envisión AESC.

La presidente encargada de Venezuela, Delcy Rodríguez, se ha reunido con funcionarios de Estados Unidos, así como con el encargado de negocios en el país suramericano, John Barrett, para evaluar la agenda energética bilateral, informó el canal estatal Venezolana de Televisión (VTV).

En el encuentro, de acuerdo a VTV, participaron el asesor principal de políticas del Consejo de Dominio Energético de Estados Unidos, Toby Deen, así como el subsecretario interino del Departamento de Energía, Andrew Rapp.

Los funcionarios no ofrecieron declaraciones sobre lo discutido en la reunión y el canal estatal solo indicó que se trataba de la revisión de la agenda energética bilateral, sin ofrecer más detalles.

Por otra parte, Prensa Presidencial señaló que Venezuela apunta al desarrollo compartido de los pueblos y a la estabilidad del mercado como un proveedor seguro, estable y confiable.

Rodríguez estuvo acompañada por la ministra de Hidrocarburos, Paula Henao; el vicepresidente sectorial de Economía, Calixto Ortega; el presidente de Petróleos de Venezuela (PDVSA), Héctor Obregón; el vicepresidente ejecutivo de la estatal, Jovanny Martínez; y el viceministro para Europa y América del Norte, Oliver Blanco.

El pasado 8 de junio, el encargado de negocios de Estados Unidos en Venezuela, John Barrett, dijo que las exportaciones petroleras de Venezuela han alcanzado los 1,25 millones de barriles diarios, su "nivel más alto en siete años" y aseguró que este aumento es el resultado del plan que está implementado la Administración de Donald Trump, tras la captura de Nicolás Maduro, en enero pasado.

La energía para Venezuela y Estados Unidos

El jefe diplomático estadounidense agregó que la "colaboración continua entre las autoridades interinas y los inversores privados" están impulsando "la recuperación económica y una mayor prosperidad tanto para el pueblo estadounidense como para el venezolano".

Según cifras oficiales recogidas en el informe publicado en mayo por la Organización de Países Exportadores de Petróleo (OPEP), la producción de crudo de Venezuela había aumentado desde enero hasta mayo un 27,6%.

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Desde la detención de Maduro y en medio del marcado interés de Washington en el petróleo venezolano, Rodríguez ha promovido un conjunto de reformas, especialmente en el área de hidrocarburos para permitir la inversión extranjera.

De acuerdo con una proyección económica de la Organización de Naciones Unidas (ONU) sobre venezuela, publicada a finales de abril, se proyecta que el país suramericano obtenga en 2026 más de 22.000 millones de dólares en ingresos por exportaciones petroleras, superando en más de 50% los 14.713 millones de dólares ingresados el año pasado.

Japón propondrá una reserva común de minerales críticos durante la cumbre del G7 que se desarrollará entre el lunes y el miércoles en la localidad francesa de Évian, ha dicho la primera ministra del país, Sanae Takaichi, antes de viajar a Europa.

En declaraciones a la prensa japonesa antes de su partida, la mandataria dijo que propondrá "un concepto de reservas coordinadas conjuntas que involucre la coordinación mutua de los sistemas de cada país", según recoge el medio económico Nikkei.

Tokio lleva tiempo impulsando las fuentes alternativas de minerales críticos, y en especial de tierras raras, un grupo de 17 elementos metálicos esenciales para fabricar desde motores de coches eléctricos a aerogeneradores y cuyo sector domina China.

En los últimos meses, el país ha firmado acuerdos de suministro con países como Australia o Francia y ha comenzado un estudio para extraer tierras raras de un yacimiento marino junto a la Isla Minamitori, un territorio deshabitado en el Pacífico que administra Japón.

Japón y los minerales críticos

Pekín, con quien Tokio mantiene una disputa diplomática desde noviembre del año pasado a cuenta de Taiwán, posee el 49% de las reservas de tierras raras del planeta y controla alrededor del 90% de la capacidad mundial de procesamiento y refinado, lo que le da una enorme ventaja sobre las cadenas de suministro tecnológicas.

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Además de su propuesta sobre minerales críticos, la mandataria japonesa planea tratar formas de impulsar la cooperación energética, a la luz de las interrupciones en el suministro de crudo de Asia por el bloqueo del Estrecho de Ormuz provocado por la guerra de Estados Unidos e Israel contra Irán.

Antes de trasladarse a Francia, Takaichi viajará a Reino Unido y a Italia, donde planea reunirse con sus homólogos de ambos países para tratar asuntos como los conflictos en Oriente Medio y Ucrania o la situación en el Indopacífico, según detalló la mandataria.

El Ebro s800 fue el segundo modelo de la compañía española tras su relanzamiento en el año 2023, aunque este modelo no comenzó su producción en serie hasta inicios del año 2025 en la antigua fábrica de Nissan en la Zona Franca de Barcelona

Este modelo es el segundo con mayores proporciones de la firma hasta el momento, además de ser uno de los tres ejemplares electrificados de la marca gracias a su tecnología híbrida enchufable.

Un SUV familiar que destaca por su gran capacidad interior y un elevado nivel tecnológico, con precios al contado de salida inferiores a los 40.000 euros, concretamente desde los 36.990 euros en su acabado 'Premium' y desde 38.990 euros en la tope de gama 'Luxury'.

Autonomía

En el apartado mecánico, el nuevo Ebro s800 monta bajo el capó un motor térmico 1.5 TGDI de 143 CV (105 kW) con dos motores eléctricos: uno de 82 CV (60 kW) y otro de 204 CV (150 kW) y 310 Nm como propulsor principal. La potencia conjunta alcanza los 279 CV (205 kW), mientras que el par total asciende a 365 Nm, con una transmisión que combina los tres motores.

En prestaciones, esto se traduce en una aceleración de 0 a 100 km/h en 8,5 segundos y una velocidad máxima de 180 km/h en carretera.

Sus grandes proporciones (4,72 metros de largo, 1,86 metros de ancho y una altura de 1,70 metros), le permiten una autonomía eléctrica de 90 kilómetros y hasta 1.100 kilómetros gracias a la batería de 18,4 kWh, la cual puede cargarse admite potencias de 40 kW en corriente continua capaz de completarse del 20% al 80% en menos de media hora.

Con la batería cargada, su consumo homologado es de apenas 0,7 l/100 km, pero una vez terminada la batería, el consumo de gasolina es superior a los 8 litros con el peso extra de la batería.

Diseño

El diseño exterior del Ebro s800 combina líneas robustas con elementos orientados a reforzar su imagen tecnológica y familiar.

Entre los rasgos más destacados figuran la gran parrilla octogonal frontal, las manetas enrasadas que se despliegan automáticamente al acercarse al vehículo, los pilotos traseros unidos mediante una firma luminosa continua y las cuatro salidas de escape visibles, un elemento poco habitual en este segmento.

En el habitáculo, la marca ha apostado por una estética minimalista con materiales de apariencia premium. También destacan los acabados metálicos mecanizados, la iluminación ambiental configurable y la tapicería Eco-Skin disponible de serie.

Gracias a una distancia entre ejes de 2,71 metros y a la plataforma T1X desarrollada por el Grupo Chery, el modelo ofrece una configuración interior de siete plazas (2+3+2) y una capacidad de carga de hasta 889 litros con cinco asientos operativos (1.930 litros con las dos filas traseras abatidas), que le permiten ser uno de los modelos con mejores proporciones del segmento D.

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Una de las principales novedades del s800 es su apuesta tecnológica. El SUV incorpora un cuadro de instrumentos digital de 10,25 pulgadas y una pantalla central táctil de 15,6 pulgadas. El sistema es compatible de forma inalámbrica o mediante cable con Apple CarPlay y Android Auto.

Además, el modelo incorpora una visión panorámica de 540 grados gracias a una combinación de cámaras delanteras, traseras y de visión envolvente, capaz de generar vistas tridimensionales del vehículo para facilitar las maniobras.

Asimismo, equipa hasta nueve airbags y una batería de 24 sistemas avanzados de asistencia a la conducción (ADAS). Entre ellos figuran el frenado automático de emergencia, el control de crucero adaptativo, la asistencia de mantenimiento de carril, el detector de ángulo muerto, el asistente para atascos y el sistema de monitorización del conductor.

Los acabados del EBRO s800

La gama del Ebro s800 se articula en torno a dos niveles de acabado: Premium y Luxury.

Desde la versión de acceso se incluyen llantas de aleación de 19 pulgadas, faros LED automáticos, asientos delanteros eléctricos calefactados, climatizador bizona, sistema de sonido Sony, conectividad Apple CarPlay y Android Auto, acceso y arranque sin llave, así como la totalidad de los sistemas ADAS.

La terminación Luxury añade elementos como techo panorámico, portón eléctrico, Head-Up Display, asientos delanteros con ventilación, memoria y masaje, sistema avanzado de calidad del aire y un equipo de sonido Sony ampliado con 12 altavoces.

El Gobierno ha activado el relevo en la cúpula de la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia (CNMC) a la espera de que este martes cumpla el mandato de seis años y sin posibilidad de renovación la presidenta, Cani Fernández, así como los consejeros Josep María Salas y Carlos Aguilar.

A ellos se suma la vacante dejada por la consejera Pilar Sánchez, que dimitió el pasado mes de febrero.

Fuentes del Ministerio de Economía confirman que el vicepresidente primero y ministro de Economía, Carlos Cuerpo, propondrá a una persona en sustitución de Cani Fernández, aunque no concretan si la candidatura se llevará de forma inminente al Consejo de Ministros, ni si se acompañará también del reemplazo de los consejeros pendientes.

No se espera que en esta ocasión el proceso se demore meses como ocurrió con la sustitución del anterior presidente José María Marín Quemada, cuyo mandato venció en septiembre de 2019, pero no pudo ser renovado hasta nueve meses después por el bloqueo político en un primer momento y por la irrupción de la pandemia posteriormente.

Al igual que entonces, ha vuelto a saltar a los medios el nombre de Mariano Bacigalupo como posible candidato a la presidencia, una figura que no gusta a la oposición, que criticó en 2022 su paso de la CNMC a la Comisión Nacional del Mercado de Valores (CNMV) porque vio en ese movimiento la influencia de su esposa Teresa Ribera, entonces vicepresidenta cuarta del Gobierno y ministra para la Transición Ecológica.

Bacigalupo tiene experiencia en organismos públicos de regulación en los ámbitos energético, digital y de transportes. Fue presidente del Grupo de Reguladores Postales Europeos (ERGP) y consejero de la CNMC entre 2017 y 2022.

Cani Fernández en la CNMC

El pasado jueves Cani Fernández pedía en un evento informativo que su sucesor tenga capacidad técnica, sobre todo en materia de competencia, y sentido común.

De su mandato destacan la multa récord de más de 413 millones impuesta en 2024 a Booking.com por abusar de su posición de dominio, los cerca de 204 millones en 2022 a Acciona, Dragados, FCC, Ferrovial, OHLA y Sacyr por alterar licitaciones públicas y los 194 millones en 2023 a Apple y Amazon por restringir la venta de productos de la marca en la plataforma de comercio electrónico.

Otro de los hitos ha sido el análisis en 2025 de la opa del BBVA-Sabadell, una operación a la que el Gobierno se opuso desde el primer momento, y que Competencia autorizó con una extensa lista de condiciones al comprador.

Era la primera vez que una fusión bancaria llegaba a una fase exhaustiva de estudio, lo que no había sucedido ni con CaixaBank y Bankia, la mayor operación del sector financiero.

El apagón, su 'caballo de batalla'

Pero si algo ha marcado el mandato de Fernández ha sido el apagón peninsular del 28 de abril de 2025 y sus repercusiones, tanto a efectos de regulación, como de diagnóstico y apertura de expedientes sancionadores, que actualmente rondan los 70, todos en fase de tramitación.

Después del 'cero eléctrico', la CNMC aceleró la puesta en marcha de ciertos ajustes normativos con el objetivo de mejorar la resiliencia del sistema eléctrico español y, sobre todo, los mecanismos de control de tensión.

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En paralelo, ha trabajado durante un año en su diagnóstico sobre el apagón, que atribuyó a un origen multifactorial tras una serie temporal de sucesos que desequilibraron el sistema, pero sin determinar quién fue el responsable del apagón, lo que decepcionó a ciertos sectores de la opinión pública.

Eso sí, como resultado de sus pesquisas, comunicó la apertura de expedientes sancionadores por indicios de infracción en la normativa sectorial, que consideró que había que investigar formalmente, aunque no constituyeran por sí solos la causa de este suceso.

Se trata de 68 expedientes sobre las eléctricas, de los que tres son por posible infracción muy grave (Red Eléctrica, Centrales Nucleares Almaraz-Trillo e Iberdrola Generación Nuclear), y el resto, grave.

También afectan a otras compañías como Endesa, Naturgy, Repsol o Engie.