El hidrógeno verde es considerado uno de los vectores energéticos más limpios y prometedores para descarbonizar la industria pesada, el transporte masivo y el almacenamiento de energía a gran escala. Sin embargo, su producción convencional mediante electrólisis arrastra un grave problema: la necesidad de utilizar electricidad de una fuente externa para separar las moléculas de agua en hidrógeno y oxígeno. Este proceso tradicional requiere múltiples etapas de conversión de energía que reducen drásticamente la eficiencia global del sistema y disparan su complejidad técnica y sus costes financieros.

Para sacar al hidrógeno verde de las promesas teóricas, un equipo de científicos del Instituto Fraunhofer de Sistemas de Energía Solar (ISE) de Alemania han diseñado un innovador módulo de electrólisis fotovoltaica directa que bate el récord de eficiencia al convertir el 31,3% de la energía solar directa en hidrógeno en condiciones climáticas reales. El hito se ha calculado utilizando el poder calorífico superior del hidrógeno, situándose como uno de los rendimientos más altos registrados.

Mientras el continente registra altas temperaturas, el aprovisionamiento de gas para el próximo invierno no avanza al ritmo necesario. Tras arrancar la primavera con los tanques bajo mínimos debido a un invierno anterior especialmente gélido y a la falta de stock internacional, las alarmas se han encendido. Según la consultora Wood Mackenzie, si la escasez de suministro no se revierte, Europa llegará al frío con sus reservas a tan solo el 76% de su capacidad: el pico de almacenamiento más bajo registrado desde el año 2011.

Guerra y desvíos comerciales

La raíz de esta escasez se remonta a finales de febrero de 2026, cuando el estallido de la guerra entre Estados Unidos e Irán (junto a los ataques conjuntos de EEUU e Israel sobre territorio iraní) paralizó el tráfico marítimo en el Estrecho de Ormuz. Por esta vía estratégica circula una quinta parte del suministro global de gas natural licuado (GNL). El conflicto no solo bloqueó las rutas, sino que mermó significativamente la producción de exportadores clave para Europa como Qatar y los Emiratos Árabes Unidos.

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A este bache de oferta se sumó un factor comercial desfavorable: la firma de un acuerdo de paz interino entre Washington y Teherán a principios de julio de 2026 deprimió el precio del gas en los hubs europeos hasta el entorno de los 40€/MWh. Paradójicamente, esta bajada de precios restó incentivos económicos a los operadores para comprar barcos de GNL (habitualmente procedentes de EEUU), ya que los compradores asiáticos (principalmente de China e India) pujaron con más agresividad y captaron esos cargamentos para sus propias reservas.

Como resultado, el periodo de inyección estival (abril-octubre) comenzó con los almacenes europeos a un alarmante 28% de su capacidad. Aunque actualmente la media ronda el 48-49%, la tasa se sitúa diez puntos porcentuales por debajo del año anterior y en niveles idénticos a la crisis de 2021.

Bruselas relaja las exigencias para frenar la inflación

Pese a que la legislación aprobada tras la invasión de Ucrania en 2022 exigía un mínimo legal del 90% de almacenamiento para el 1 de noviembre, la cruda realidad del mercado ha obligado a la Comisión Europea a flexibilizar sus planes. Con el objetivo de evitar compras de pánico que disparen de nuevo las tarifas de hogares e industrias, Bruselas ha rebajado este objetivo no vinculante a una horquilla de entre el 75% y el 80%.

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Cuatro años después de que la invasión rusa de Ucrania sumiera al continente en el caos energético, en la Unión Europea el consumo de energía limpia continúa penalizado frente a la quema de combustibles fósiles debido a una estructura fiscal obsoleta. La lentitud con la que el bloque está electrificando sus sectores clave ha provocado una amonestación de Fatih Birol, director ejecutivo de la Agencia Internacional de la Energía (AIE), quien ha calificado la situación actual como un fallo geopolítico y económico de primer orden.

Competitividad en jaque

Para Birol, la baja tasa de electrificación de la UE (donde la electricidad apenas representa el 23% de toda la energía consumida) frena directamente la competitividad y la soberanía del bloque. Resulta llamativo que una región castigada por su dependencia de las importaciones de hidrocarburos comparta un porcentaje similar al de grandes productores de petróleo como Estados Unidos.

Birol instó a la Unión a emular los ritmos de potencias asiáticas como China, Japón o Corea del Sur, que ya superan con creces el 30% de tasa de electrificación.

Esto es, en mi opinión, un grave error para Europa. Habría esperado una mejor respuesta a esta crisis"

Fatih Birol, director ejecutivo de la Agencia Internacional de la Energía (AIE)

El nuevo comisario europeo de Energía, Dan Jørgensen, admite el estancamiento. Aunque la UE logró hitos significativos al reducir un 20% su consumo de gas tras el corte de los gasoductos rusos, Jørgensen reconoció que la calefacción, el transporte y la industria siguen atados a los combustibles de importación, lo que ha vuelto a dejar expuestos a los Estados ante las recientes turbulencias geopolíticas en Oriente Medio.

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El plan de choque de la Comisión

La Comisión Europea presentará un ambicioso plan de choque normativo la próxima semana. El documento de la propuesta revela una profunda brecha de precios en el mercado común: actualmente, solo en Suecia y Finlandia el precio de la electricidad industrial no llega a duplicar el del gas. En el extremo opuesto, países como Grecia, Italia, Hungría e Irlanda inflan el coste de la luz añadiendo tasas de red y cargos gubernamentales directos al recibo.

El objetivo de Bruselas es forzar por ley a los gobiernos a abaratar la electricidad reduciendo sus impuestos por debajo de los que soportan los combustibles fósiles. La meta fijada para 2030 exige establecer incentivos para que el coste eléctrico no supere 2,5 veces el precio del gas en los hogares y se limite a un máximo de 2 veces en el sector industrial. Con este abaratamiento, se busca convencer económicamente a los ciudadanos de adoptar bombas de calor y coches eléctricos.

No obstante, el verdadero desafío técnico reside en las infraestructuras. Pese a un año récord en el que se instalaron 85 GW de potencia renovable, Birol advirtió del atasco existente: unos 600 gigavatios de proyectos limpios ya están totalmente construidos pero permanecen inactivos en lista de espera, debido a la incapacidad de las redes nacionales para absorberlos.

Las Fuerzas de Defensa ucranianas alcanzaron la pasada noche en el mar de Azov a otros 21 petroleros de la llamada 'flota fantasma' que Rusia utiliza para burlar las sanciones internacionales, informó este sábado el Estado Mayor ucraniano.

Además, añade el Estado Mayor, los drones ucranianos alcanzaron cuatro remolcadores, dos buques de carga seca y una draga utilizados por Rusia para garantizar la logística militar, el transporte de mercancías y el mantenimiento de la infraestructura portuaria.

Según medios, ante los ataques de Ucrania a petroleros, Rusia ha suspendido temporalmente la navegación por el canal Don-Azov, que une el río Don con el mar de Azov.

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Por su parte, el jefe de las fuerzas de drones ucranianas, Robert Brovdi, conocido también como 'Magiar' por su origen húngaro, señaló que la cifra de barcos de la 'flota fantasma' rusa dañados en el mar de Azov en seis días, desde el lunes y hasta este sábado, asciende a 76, un tercio sólo durante la pasada noche, en la que se contabilizaron "73 impactos efectivos".

"En total, a lo largo de la noche, en la zona operativa del enemigo, en Crimea y la parte sur del territorio ocupado temporalmente, se atacaron 53 objetivos militares legítimos, incluidos la flota y recursos energéticos", precisó en un mensaje en Telegram.

Agegó que "la flota petrolera clandestina se está reduciendo notablemente".

"Parece que se ha interrumpido el tráfico por el estrecho de Kerch", añadió Brovdi, aludiendo a una supuesta suspensión temporal por el canal marítimo que separa a Crimea de Rusia y da entrada al mar de Azov.

Volkswagen ha vendido menos coches durante la primera mitad de 2026, pero lejos de parecer algo negativo, tiene su lectura positiva. Y es que los resultados del grupo alemán varían bastante dependiendo del mercado. Sigue sufriendo en China, donde la competencia local se ha endurecido y el ritmo de renovación de producto parece difícil de seguir, y eso que fue uno de los europeos que más producto ‘local’ mostró en el Salón de Pekín. Sin embargo, en Europa, las entregas han crecido y la demanda de eléctricos empieza a responder a la llegada de modelos más pequeños y previsiblemente más asequibles.

Y es que el grupo entregó 4,13 millones de vehículos en todo el mundo entre enero y junio, un 6,3% menos que en el mismo periodo de 2025. La caída procede en buena medida de China, donde las ventas bajaron un 25,9%, hasta situarse en 973.000 unidades. Excluyendo ese mercado, Volkswagen asegura haber crecido alrededor de un 2%.

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Europa ofrece una evolución distinta. Las entregas aumentaron un 3,5%, hasta superar ligeramente los dos millones de vehículos. Europa Occidental avanzó un 2,9%, mientras que los países de Europa Central y Oriental crecieron un 7,2%. Sudamérica también compensó parte del retroceso asiático, con una subida del 8,3% y un crecimiento especialmente fuerte en Brasil.

Los eléctricos crecen pero de manera desigual

Škoda Elroq (prueba), con 59.900 entregas, fue el eléctrico más vendido del consorcio, por delante de los Volkswagen ID.4 (prueba) e ID.5 (prueba), que sumaron 53.700 unidades, y del Škoda Enyaq (prueba), con 48.300.

La debilidad aparece de nuevo fuera de Europa. Las entregas de eléctricos cayeron un 47,9% en China y un 68,8% en Estados Unidos. En este último mercado, el grupo atribuye el descenso a la retirada de ayudas públicas, los cambios regulatorios y el efecto de los aranceles.

Acaban de llegar, y son un filón

Volkswagen ID. Polo, el Škoda Epiq y el CUPRA Raval (contacto) reúnen ya más de 54.000 pedidos, pese a que el despliegue comercial de la gama todavía no se ha completado. Volkswagen reconoce que la respuesta ha superado sus previsiones.

La acogida de estos modelos será importante para el grupo. Hasta ahora, buena parte de su oferta eléctrica europea se había concentrado en compactos, berlinas y SUV con precios difíciles de encajar para muchos compradores particulares. El ID. Polo, el Epiq y el Raval deben ampliar ese público y competir en una franja donde también se están posicionando Renault, Stellantis y varios fabricantes chinos.

Los híbridos enchufables también ganan volumen

La inflación energética interanual en América Latina y el Caribe se triplicó entre marzo y mayo, al pasar de 2,12 % a 6,41 %, debido al conflicto en Oriente Medio y al impacto sobre los mercados internacionales de petróleo y combustibles.

Los datos son parte del último informe de la Organización Latinoamericana y Caribeña de la Energía (Olacde), que señaló que el cambio ocurre después de un periodo de baja presión energética, "lo que amplifica la magnitud del repunte observado en los meses posteriores".

La Olacde explicó que durante gran parte de 2025 la inflación energética mantuvo una trayectoria moderada con variaciones puntuales que no alteraron la tendencia general de desaceleración, una evolución que llevó a que en febrero de este año "las presiones inflacionarias provenientes de la energía se ubicaran en niveles cercanos a cero, alcanzando el valor más bajo del periodo analizado".

En contraste, la inflación total interanual en América Latina y el Caribe mostró una trayectoria más estable durante los últimos meses, con cambios en un rango relativamente acotado e impacto más gradual y parcial, según la organización.

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"Aunque los precios de la energía inciden en el transporte, logística y costos de producción, el efecto en el índice general de precios muestra una mayor estabilidad, lo que refleja que este índice considera una canasta amplia de bienes y servicios, lo que permite amortiguar parcialmente los 'shocks' concentrados en sectores específicos como la energía", añadió.

Con respecto a los combustibles, la Olacde señaló que la escalada internacional mantiene bajo presión los costos de importación, refinación, transporte y comercialización en la región.

"Como consecuencia, los precios al consumidor final continúan por encima de los niveles previos al conflicto en el Oriente Medio", indicó.

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El precio promedio de la gasolina permanece un 16 % por encima de su nivel de referencia, mostrando mayor rigidez a la baja, mientras que el diésel registra una diferencia del 13 % al alza, a pesar de experimentar una ligera corrección parcial en las semanas recientes.

Estados Unidos e Irán firmaron el pasado 17 de junio un memorando de entendimiento para poner fin a la guerra, desbloquear el estrecho de Ormuz y abrir negociaciones sobre el programa nuclear iraní. Sin embargo, los últimos días volvieron los ataques en Oriente Medio.

La central nuclear de Vandellós II, en Tarragona, ha sido parada manualmente este sábado tras detectarse un incidente de presurización en la cámara superior del actuador de una de las válvulas de aislamiento de vapor principal.

La Asociación Nuclear Ascó Vandellós II (ANAV), que gestiona la central, ha informado en un comunicado de que ha notificado esta parada al Consejo de Seguridad Nuclear (CSN) a las 16:01 horas, "siguiendo los procedimientos establecidos para su parada manual".

"Tal y como está establecido en los procedimientos de operación de la central ante esta situación, se ha realizado la parada manual del reactor y su desconexión de la red eléctrica", destaca el comunicado.

Subraya la ANAV que esta incidencia no ha tenido impacto "en los trabajadores de la instalación, ni en el público o el medio ambiente".

Técnicos especializados han comenzado este domingo a inspeccionar la infraestructura eléctrica afectada por el incendio forestal declarado el pasado jueves en Los Gallardos (Almería), con el objetivo de restablecer de forma progresiva el suministro en las zonas que puedan ser reenergizadas con garantías de seguridad.

La barriada de Almocáizar, donde se situó el foco inicial del incendio que se ha saldado con 12 muertos, ocho desaparecidos y otros tantos heridos, permanece sin suministro eléctrico como consecuencia de los daños ocasionados por las llamas.

Los primeros trabajos se han centrado en la revisión de los siete centros de transformación vinculados a la línea de media tensión que abastece a la zona, que están siendo energizados de forma progresiva para comprobar su correcto funcionamiento.

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A continuación, está previsto inspeccionar sobre el terreno la red de baja tensión, cuya infraestructura presenta previsiblemente daños importantes a consecuencia del incendio.

El suministro se irá recuperando de forma escalonada en aquellas instalaciones que, tras las comprobaciones técnicas, puedan volver a conectarse con todas las garantías de seguridad, mientras continúan las labores de reparación de los tramos dañados.

Las inspecciones se extenderán igualmente a las redes de media y baja tensión de otros puntos próximos al área afectada. Para ello, el puesto de mando avanzado que coordina el dispositivo contra el incendio mantiene la coordinación con los responsables técnicos y con los ayuntamientos de la zona para priorizar la recuperación de los suministros considerados esenciales.

Iberdrola ha obtenido la certificación del Esquema Nacional de Seguridad (ENS) para su negocio de Clientes en España, convirtiéndose en la primera eléctrica del país en alcanzar este estándar, uno de los más exigentes en materia de ciberseguridad a nivel nacional.

En concreto, el Esquema Nacional de Seguridad es el principal marco normativo en España en el ámbito de la seguridad de la información y su certificación acredita que los sistemas y procesos cumplen con altos requisitos de confidencialidad, integridad, disponibilidad de los datos, trazabilidad y autenticidad, respaldados por medidas técnicas y organizativas rigurosas.

Para Iberdrola Clientes, este reconocimiento "supone un paso más en la consolidación de un modelo de seguridad robusto, basado en la mejora continua, la actualización constante de políticas y el refuerzo de sus capacidades internas para anticipar y gestionar posibles riesgos", informaron en fuentes de la eléctrica.

Igualmente, en un contexto en el que la digitalización del sector energético avanza a gran velocidad, este hito refuerza la fiabilidad de los canales y plataformas digitales de la compañía.

Al mismo tiempo, contribuye a fortalecer el cumplimiento normativo y a consolidar un entorno de confianza con todos los grupos de interés. Además, este logro refleja un esfuerzo sostenido por integrar la ciberseguridad en los procesos y sistemas de la compañía, más allá del cumplimiento regulatorio.

El Peugeot E-308 fue presentado oficialmente en 2022 y comenzó su comercialización en Europa durante 2023. Este modelo de la marca francesa del grupo Stellantis se convirtió en el primer Peugeot de la gama 308 disponible con una motorización 100% eléctrica, ampliando una oferta que ya incluía versiones de gasolina, diésel e híbridas enchufables y ahora es uno de los modelos 100% sostenibles más demandados en la marca francesa.

El Peugeot E-308 apuesta por la movilidad eléctrica en el segmento C compacto con una autonomía superior a los 400 kilómetros, según el ciclo WLTP, y un consumo homologado de 12,7 kWh/100 km, una de las referencias de su categoría. Está impulsado por un motor eléctrico de 115 kW (156 CV) y 260 Nm de par, alimentado por una batería de nueva generación de 54 kWh (51 kWh útiles), que ofrece una respuesta inmediata, silenciosa y sin emisiones.

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La eficiencia también se traslada a la recarga. De serie incorpora un cargador trifásico de 11 kW y admite carga rápida de hasta 100 kW en corriente continua, suficiente para recuperar del 20% al 80% de la batería en menos de 25 minutos. Además, el conductor puede elegir entre los modos de conducción Eco, Normal y Sport, así como un modo 'Brake' que incrementa la regeneración de energía para optimizar la autonomía.

Precios de la gama Peugeot E-308

Peugeot estructura actualmente su oferta comercial en torno a varias gamas de equipamiento que buscan adaptarse a distintos perfiles de clientes.

La gama de acceso arranca con el acabado 'Style' desde 37.040 euros al contado antes de descuentos y ayudas gubernamentales del Plan Auto+. Esta versión incorpora de serie los principales asistentes a la conducción, pantalla táctil con conectividad para smartphones, climatización y un equipamiento orientado a ofrecer una buena relación entre precio y dotación.

Un escalón por encima se sitúa el acabado 'Allure' (desde 37.040 euros), que añade una imagen más cuidada y un mayor contenido tecnológico. Entre sus principales elementos destacan llantas de aleación de 18 pulgadas, mejoras en el diseño exterior e interior, así como un equipamiento más completo en materia de conectividad y confort.

La versión 'GT' y 'GT Exclusive' (desde 40.000 y 43.300 euros) representan el nivel más alto de la gama y apuesta por un enfoque más dinámico y premium. Incluye elementos exclusivos de diseño, iluminación Full LED o Pixel LED según el modelo, instrumentación digital avanzada, materiales de mayor calidad y un equipamiento tecnológico más amplio, además de los sistemas de ayuda a la conducción más avanzados de la marca.

En el exterior, el E-308 mantiene el diseño afilado de la gama, con la nueva identidad visual de Peugeot, una firma luminosa LED característica y llantas de aleación de 18 pulgadas específicas para las versiones eléctricas, desarrolladas para mejorar la eficiencia aerodinámica sin renunciar a la imagen deportiva del modelo.

El habitáculo gira en torno a la última evolución del Peugeot i-Cockpit, con volante compacto calefactable, cuadro de instrumentos digital 3D configurable y una pantalla táctil central de 10 pulgadas. El sistema multimedia i-Connect Advanced se complementa con la aplicación MyPeugeot, que permite gestionar de forma remota funciones como la programación de la recarga o la preclimatización del habitáculo.

Por último, el Peugeot E-308 está disponible tanto con carrocería berlina como en la variante familiar E-308 SW, el primer familiar 100% eléctrico comercializado por un fabricante europeo, y puede configurarse con los niveles de acabado Allure y GT.

La Comisión de Economía del Congreso se reunirá este martes, 14 de julio, para examinar a los candidatos que ha propuesto el Gobierno para renovar la cúpula de la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia (CNMC) con un nuevo presidente y tres consejeros.

Aunque el Ministerio de Economía, que lidera Carlos Cuerpo, tiene la potestad de proponer los candidatos para presidente y consejeros del organismo encargado de examinar la competencia, la Comisión de Economía de la Cámara Baja tiene que dar su visto bueno a las propuestas y puede incluso vetar algún nombre si así lo decide una mayoría absoluta de la comisión. Los mandatos son de seis años.

El nombre que Economía ha elegido para sustituir a Cani Fernández es el de Juan José Ganuza Fernández, catedrático de Economía y Empresa en la Universitat Pompeu Fabra, donde acumula cerca de tres décadas de trayectoria académica especializada en política de competencia, regulación de mercados, economía digital y contratación pública.

Ganuza Fernández ha dirigido durante una década el Máster en Competencia y Regulación de Mercados de la Barcelona School of Economics, referente formativo en el ámbito regulatorio en España. También ha colaborado de forma continuada con la propia CNMC en seminarios y publicaciones especializadas. Actualmente ocupa el cargo de presidente del Área de Economía de la Agencia Estatal de Investigación (AEI).

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A su vez, cuenta con una amplia producción científica de impacto internacional y ha asumido responsabilidades editoriales en revistas especializadas de Economía Industrial. Desde 2014 dirige la División de Competencia y Regulación de Mercados en Funcas, donde ha liderado proyectos de investigación aplicada con incidencia directa en el diseño de políticas públicas.

En lo que respecta al resto de candidatos, el Gobierno ha propuesto a Joan Capdevila, exdiputado de ERC y veterinario de profesión; a la economista Carmen Balsa, exdirectora de Gabinete de la ex vicepresidenta primera Nadia Calviño; y a Marina Echebarría, una excandidata de Sumar en Castilla y León que ostenta el título de ser la primera mujer transexual catedrática de España (Derecho Mercantil).

De conseguir el respaldo de la Comisión de Economía, el nuevo presidente y los otros tres consejeros se sumarán al Consejo en el que ya están el vicepresidente Ángel García Castillejo y los consejeros María Vidales Picazo, Enrique Monasterio Beñarán, Pere Soler Campins y Rafael Iturriaga, los cuales llevan en el cargo desde febrero de 2025.

El PP protestó por falta de diálogo

El examen de los candidatos se producirá con el PP molesto con el Gobierno por la falta de diálogo para renovar los cuatro puestos que estaban vacantes en el organismo, pues los otros seis puestos que completan el Consejo ya están cubiertos.

En concreto, el vicesecretario de Economía y Desarrollo Sostenible del Partido Popular, Alberto Nadal, criticó al Gobierno por anunciar, "sin ningún tipo de diálogo" con su formación, las propuestas de nombramiento en la CNMC.

"Se ha limitado a informar minutos antes. Luego se extraña de que se dude de la independencia de la CNMC", lamentaba el vicesecretario de Economía del PP a través de un mensaje publicado en la red social X, recogido por Europa Press.

Las dos ramas familiares de los Entrecanales, propietarias del 55% del capital social de Acciona a través de distintas sociedades, dejarán caducar este próximo martes el acuerdo relativo a derechos de adquisición preferente sobre acciones de la compañía.

Tussen de Grachten BV, una de las sociedades radicada en Países Bajos a través de la cual la rama Entrecanales Franco controla el 29,02% de la empresa, ya anunció en enero de 2025, con un año y medio de antelación --en cumplimiento de las condiciones del acuerdo-- que no lo renovaría a su vencimiento el 14 de julio de 2026.

Este acuerdo, que ha estado vigente durante 15 años, obligaba a cualquiera de las partes que quisiera vender a ofrecer primero las acciones al resto de la familia. A partir del martes, ya no será necesario y las podrán vender en el mercado, lo que facilita las transacciones, sobre todo teniendo en cuenta que hay muchos herederos con pequeñas participaciones tras varias generaciones.

"La decisión de no prorrogar nuevamente el acuerdo de forma tácita, con un plazo de preaviso de dieciocho meses, no presupone intención o voluntad por parte de los accionistas de referencia vinculados por dicho acuerdo de disponer de sus participaciones accionariales", aclaró Tussen de Grachten cuando comunicó su decisión.

Tussen de Grachten, que traducido al español significa 'Entre canales', es la sociedad controlada por la rama familiar Entrecanales Franco, herederos del exvicepresidente de Acciona Juan Entrecanales Azcárate. El actual vicepresidente ejecutivo de la compañía es Juan Ignacio Entrecanales Franco.

De su lado, la firma Wit Europese Investering (WEI), que posee el 26,10% del grupo, pertenece a los Entrecanales Domecq, herederos de José María Entrecanales, también exvicepresidente de la compañía. José Manuel Entrecanales Domecq es el actual presidente y consejero delegado de Acciona.

Cuba concluyó este domingo el restablecimiento de su Sistema Electroenergético Nacional (SEN) tras casi 40 horas del último apagón general; sin embargo, los mayores cortes de energía en esta jornada afectarán al 55 % del país durante el horario de más demanda (tarde-noche).

La compañía estatal Unión Eléctrica (UNE) informó en redes sociales de que todas las provincias quedaron conectadas al SEN a las 06:30 hora local (10:30 GMT) de este domingo, luego de la cuarta caída del SEN en lo que va de 2026, ocurrida este viernes debido a “un fallo en la línea de 220 kilovatios que une las ciudades de Santa Clara y Sancti Spíritus (centro)”.

Cuba se encuentra sumida en una profunda crisis energética desde mediados de 2024, una situación que se ha agravado con el bloqueo petrolero impuesto desde enero por EEUU y que ha llevado los cortes eléctricos a máximos.

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La situación del SEN es “crítica”, según ha reconocido el propio Gobierno cubano, con cortes en La Habana de más de 35 horas consecutivas y en otras regiones de la isla con hasta tres días seguidos sin servicio.

En este contexto, a diario se registran protestas de decenas de personas que -de forma pacífica, principalmente en la ciudad capital- exigen al Estado servicios básicos, como corriente, agua y alimentos. El descontento social se expresa en cacerolazos, bloqueos de calles y quemas de basura.

De esta forma, para este domingo, la UNE, dependiente del Ministerio de Energía y Minas (Minem), prevé en el horario de mayor demanda una capacidad de generación de 1.473 megavatios (MW) y una demanda máxima de 3.200 MW.

Así, el déficit -la diferencia entre oferta y demanda- será de 1.727 MW y la afectación estimada -lo que se desconectará realmente para evitar apagones desordenados- alcanzará 1.757 MW.

Además, en esta jornada, siete de las 16 unidades de generación termoeléctrica se mantienen sin aportar energía SEN por averías o trabajos de mantenimiento.

Esta situación se explica por la obsolescencia de las termoeléctricas en la isla, con décadas de explotación y sin las inversiones precisas, lo que ocasiona que la mayor parte de las unidades de generación del país, responsables del 40 % del mix energético y que se nutre de crudo nacional, sufran habituales averías.

A ello se suma que el otro 40 % del mix energético, a cargo de los motores de generación, una fuente de energía que precisa diésel y fueloil importado, se encuentre detenido por la falta de materia prima, debido a la presión de EE.UU.

El 20 % restante del mix energético cubano se obtiene de gas y fuentes renovables, especialmente con apoyo chino.

Diversos cálculos independientes estiman que se necesitarían entre 8.000 y 10.000 millones de dólares para reflotar la red eléctrica en el país caribeño.

La energética Factorenergia se propone "doblar" los ingresos del grupo en un plazo "de cinco años" y alcanzar los 1.200 millones de euros de facturación tras haber cerrado 2025 con una cifra de negocio de 655 millones, un 11,4 % más que el ejercicio anterior.

En una entrevista con EFE, el consejero delegado de Factorenergia, Emili Rousaud, ha asegurado que este salto en facturación en los próximos años vendría impulsado principalmente por el negocio internacional, Latinoamérica en particular, ya que el mercado español está "muy maduro" y permite incrementos más moderados.

Con sede en Barcelona y fundada en 1999, Factorenergia es una de las principales comercializadoras independientes de electricidad y gas en España.

La empresa tiene actualmente unos 270.000 clientes y Rousaud asegura que le "gustaría" alcanzar en cinco años los 500.000 clientes.

A mediados de abril, el grupo japonés Marubeni cerró la compra de un 85 % del capital de Factorenergia por 204 millones de euros.

La operación, ejecutada a través de su filial SmartestEnergy, comportó la salida del accionariado del fondo de pensiones canadiense Ontario Pension Board y de JZ Power Services, mientras que Rousaud conserva un 15 % del accionariado.

Integración en Marubeni

"La integración de Factorenergía en el grupo Marubeni garantiza el futuro de la compañía. Este es un inversor industrial que le da al proyecto una seguridad futura", ha subrayado Rousaud.

El directivo ha recordado que fundó la compañía con 33 años y que ahora tiene 60, y que era importante para él blindar los puestos de trabajo que genera Factorenergia cuando decida jubilarse.

Un socio para impulsar para la expansión internacional

Por otra parte, Rousaud considera que la entrada de Marubeni como accionista principal "puede ayudar mucho en la expansión internacional, especialmente en Latinoamérica", y ha recordado que Factorenergía está presente en España, Portugal, México y Chile, y que acaba de anunciar su entrada en Brasil.

"La gran oportunidad la vemos en Latinoamérica, porque los mercados europeos están muy maduros", ha asegurado Rousaud, que ha añadido que Factorenergia ya tiene marca -Factor Energía Brasil- y oficina en Sao Paulo, y que ahora trabaja en la adaptación de sistemas, está desplazando a personal a ese país y también está contratando a trabajadores locales.

Primeros clientes en Brasil, a finales de año

La compañía, que ha iniciado su andadura en Brasil de la mano del grupo brasileño Path Investimentos e Participações, confía en tener ya sus primeros clientes en Brasil "a finales de este año", y se propone centrarse "en el sur de Brasil, porque concentra más actividad económica".

La idea es aprovechar el proceso de liberalización energética que vive ese país para hacerse un hueco entre las pymes y el mercado residencial, y de entrada comercializará solo electricidad.

Monitorizando Argentina, Colombia y Perú

Por otra parte, Rousaud ha admitido que Factorenergia está también "monitorizando mercados como Colombia, Perú y Argentina", porque cree que quizá pueden ser una oportunidad de negocio en un futuro, pero insiste en que, por el momento, su "foco único" está en Brasil, que es el mayor mercado energético de Latinoamérica.

En cuanto a México, el directivo ha hecho un balance "muy satisfactorio" de su presencia en ese país desde hace 8 años, y en cuanto a Chile, ha apuntado que se generarán beneficios ya este año.

Preguntado por si la presencia de Marubeni en el accionariado puede acelerar operaciones inorgánicas por parte de Factorenergia, ha comentado que el conglomerado japonés "tiene una capacidad de inversión muy grande" y ha añadido que si llegara una operación "realmente interesante" se la presentarían.

Sin embargo, ha insistido en que por ahora el foco está "en el desarrollo orgánico en Brasil más que estudiando posibilidades de hacer compras", ya que en 2028 se abrirá el mercado residencial en el gigante suramericano.

Un 2025 satisfactorio pero condicionado por el apagón

Por otra parte, Rousaud ha explicado que la compañía está "bastante satisfecha" con los resultados de 2025, porque el ejercicio se desarrolló en línea con el de 2024, y ha añadido que para este año prevé una evolución similar.

En un 2025 condicionado por el aumento de costes provocado por el apagón general en España, Factorenergia logró un beneficio antes de impuestos de 44 millones, un 2,3 % más que en 2024, cuando fue de 43 millones.

Por otra parte, la presencia de Marubeni como accionista mayoritario ha comportado cambios en el consejo de administración, que preside ahora Takeshi Hiramatsu, directivo del conglomerado japonés, aunque el mando ejecutivo sigue recayendo en Rousaud como consejero delegado.

Las compañías de petróleo y gas están arrendando grandes extensiones de aguas estatales de Texas para el almacenamiento geológico marino de CO₂ a largo plazo, una tecnología emergente y compleja que requiere materiales y operaciones altamente especializados. El último informe del Institute for Energy Economics and Financial Analysis (IEEFA) ofrece una revisión detallada de los riesgos asociados a los componentes de inyección y almacenamiento geológico de los proyectos de captura y almacenamiento de carbono.

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Riesgos

Según el informe, estos riesgos están siendo subestimados por la industria de los combustibles fósiles, y destaca los siguientes:

• El marco regulatorio del almacenamiento geológico marino de carbono en Estados Unidos se encuentra en desarrollo, no ha sido suficientemente probado o está experimentando cambios importantes. Esto genera incertidumbre que puede dificultar el acceso a financiación y aumentar la exposición a responsabilidades legales.
• Los desafíos operativos, especialmente durante las fases de inyección de CO₂ y estabilización de la pluma de dispersión, podrían provocar fugas más difíciles de detectar, gestionar y mitigar en proyectos marinos.
• La falta de datos a largo plazo sobre almacenamiento en proyectos comerciales que operen en condiciones reales implica que los riesgos podrían ser mayores de lo que actualmente se supone.
• La posibilidad de que las fugas desde el reservorio de almacenamiento sean superiores a las previstas cuestiona la lógica de la CCS como solución climática y supone un riesgo de responsabilidad legal a largo plazo.

“La duración del período de mayor riesgo es uno de los principales problemas de los proyectos de almacenamiento de CO₂. Los proyectos de almacenamiento a largo plazo requieren predecir riesgos futuros durante 50 años en las fases de inyección y estabilización de la pluma, y posteriormente durante cientos de años después de finalizar la inyección”, afirmó Anika Juhn, analista de datos energéticos de IEEFA y autora del informe.

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“Por el contrario, los proyectos convencionales de petróleo y gas se centran en riesgos conocidos durante las fases iniciales de operación y abarcan horizontes temporales mucho más cortos”, añadió.

Estados Unidos se mantuvo como el mayor productor mundial de petróleo crudo en 2025, según la base de datos de Estadísticas Energéticas Internacionales de la Administración de Información Energética de EEUU (EIA). Con ello, prolongó una racha que comenzó en 2018, cuando superó a Rusia y se convirtió en el principal productor de crudo del mundo.

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La producción de petróleo crudo en Estados Unidos, incluyendo el condensado de arrendamiento (lease condensate), alcanzó una media récord de 13,6 millones de barriles diarios (b/d) en 2025, superando el anterior récord tanto de Estados Unidos como mundial de 13,2 millones de b/d, establecido en 2024. La producción estadounidense fue, de media, aproximadamente un 40% superior a la de los dos siguientes mayores productores mundiales de petróleo crudo: Rusia y Arabia Saudí.

La fuerte demanda de petróleo y gas apoyará el crecimiento de la producción de la cuenca del Pérmico

El desarrollo del petróleo y gas de esquisto en Estados Unidos comenzó a destacar en 2008, cuando revirtió una tendencia de varias décadas de descenso en la producción de petróleo crudo del país. Gracias al desarrollo del shale, Estados Unidos no solo se ha convertido en el mayor productor mundial de petróleo crudo, sino también en el mayor productor de petróleo crudo de la historia.

El suministro energético de Alemania se volvió aún más bajo en carbono en 2025. En el mercado energético general ligeramente contraído, las fuentes de energía libres de carbono y bajas en carbono ganaron cuota de mercado, escribe el Grupo de Trabajo sobre Balances Energéticos (AG Energiebilanzen) en su informe anual de 2025, El gas natural aumentó su participación en la matriz energética del 25,8 por ciento al 26,6 por ciento, y las energías renovables cubrieron el 20,8 por ciento (año anterior: 20,1 por ciento) de la demanda de energía primaria de Alemania. El lignito y el carbón duro perdieron cada uno un 0,5 por ciento de sus participaciones, y el petróleo perdió un 0,3 por ciento.

Las energías renovables producen el 58,6% de la electricidad de Alemania en 2025

Disminución del consumo

El Grupo de Trabajo sobre Balances Energéticos (AG Energiebilanzen) considera que la disminución del consumo total de energía en 2025, del 0,4 % a 10.530 petajulios (PJ) o 359,3 millones de toneladas equivalentes de carbón (Mtce), en comparación con el año anterior, se debió principalmente a los precios persistentemente altos de la energía y al débil desarrollo económico. Sin embargo, el clima más frío en comparación con el año anterior provocó un aumento en el consumo de energía para calefacción. Ajustado al efecto climático y a las variaciones en las reservas, el consumo de energía habría disminuido aproximadamente un 2 %.

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El informe anual presentado por el Grupo de Trabajo sobre Balances Energéticos se basa en el balance energético estimado recientemente finalizado por dicho grupo y proporciona cifras actuales y completas sobre el suministro energético alemán en 2025 (a mayo de 2026), incluyendo amplias explicaciones e información adicional.

El consumo de energías renovables aumentó un 2,9 por ciento. El consumo de gas natural subió un 2,8 por ciento. En cambio, el consumo de carbón bituminoso disminuyó un 6,8 por ciento, el de lignito un 7,4 por ciento y las ventas de productos derivados del petróleo un 1,1 por ciento.

El consumo bruto de electricidad en Alemania disminuyó ligeramente un 0,1% en 2025, hasta alcanzar los 528.400 millones de kilovatios-hora (kWh). La reducción del consumo industrial se vio compensada por el aumento de la sustitución de electricidad en otros sectores. La generación bruta de electricidad aumentó un 1,2%, hasta aproximadamente 509.200 millones de kWh. De esta, el 57,3% provino de fuentes de energía renovables, que consolidaron así su posición de liderazgo en la producción nacional de electricidad. Le siguió el gas natural con un 17 %, el lignito con un 14,6 % y el carbón bituminoso con aproximadamente un 5,9 %.

Las energías renovables representaron el 55,2 % del consumo bruto de electricidad, frente al 54,4 % en 2024. En 2025, Alemania fue importadora neta de electricidad por tercer año consecutivo. Sin embargo, las importaciones disminuyeron un 2,2 % con respecto al año anterior, mientras que las exportaciones de electricidad cayeron un 8,3 %. En total, Alemania recibió 17.800 millones de kWh más de electricidad del extranjero que de la que recibió de los países vecinos.

Mejora la productividad energética

Según los cálculos del Grupo de Trabajo sobre Balances Energéticos, la productividad energética económica global (euros/GJ) mejoró aproximadamente un 0,6 por ciento en 2025. El aumento anual promedio de la productividad energética económica global para el período comprendido entre 1990 y 2025 asciende, por lo tanto, al 2,8 por ciento.

La dependencia energética de Alemania respecto a las importaciones se mantuvo sin cambios en 2025: el 96 % de sus necesidades de petróleo se cubrieron mediante importaciones, mientras que la tasa de importación de gas natural alcanzó el 89 %. Si bien la demanda de carbón se cubre íntegramente con importaciones, el lignito es un recurso 100 % nacional. El suministro de energía renovable también proviene casi en su totalidad de fuentes nacionales. En general, Alemania cubrió el 65,6 % de sus necesidades energéticas mediante importaciones durante el año analizado.

La Comisión Europea ha lanzado un mensaje que cobra especial relevancia en países como España, inmersa en el debate sobre el calendario de cierre de su parque nuclear. En el borrador de su nuevo Plan de Acción para la Electrificación, al que ha tenido acceso este medio, Bruselas afirma de forma expresa que "debe perseguirse la extensión de la vida útil de los reactores nucleares existentes", siempre que esta sea económicamente viable y compatible con los máximos estándares de seguridad. La referencia supone uno de los posicionamientos más claros del Ejecutivo comunitario a favor de mantener operativas las centrales nucleares dentro de la estrategia energética europea, aunque insiste en que corresponde a cada Estado miembro decidir su propio mix energético.

La recomendación forma parte de la Acción 3 del documento, dedicada a aumentar la producción de electricidad limpia para responder al fuerte crecimiento de la demanda que prevé la Comisión durante las próximas décadas. Bruselas considera que la electrificación del transporte, la industria y los edificios obligará a disponer de mucha más electricidad libre de emisiones y sostiene que esa demanda deberá cubrirse tanto con nuevas instalaciones renovables como con la continuidad de las centrales nucleares ya existentes allí donde resulte posible.

Argumento económico

El documento justifica esta posición con un argumento económico. La Comisión sostiene que los mercados eléctricos con una elevada participación de energías renovables y de generación nuclear son los que registran los precios más bajos de la electricidad, al depender menos del gas para fijar el precio mayorista. En consecuencia, mantener operativos los reactores existentes contribuiría no solo a reforzar la seguridad de suministro, sino también a contener los costes de la electricidad en un momento en el que la Unión Europea pretende sustituir progresivamente los combustibles fósiles por electricidad en buena parte de la economía.

Más allá del respaldo a la operación a largo plazo de las centrales actuales, la Comisión también anuncia medidas para facilitar el desarrollo del sector nuclear. El plan prevé impulsar la cooperación entre las autoridades nacionales responsables de las autorizaciones con el objetivo de agilizar los procesos de concesión de licencias para reactores, una cuestión que Bruselas considera necesaria para acelerar las inversiones en generación eléctrica baja en carbono.

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La energía nuclear aparece integrada en una estrategia mucho más amplia con la que la Comisión pretende reducir la vulnerabilidad energética de Europa tras las sucesivas crisis internacionales. El Ejecutivo comunitario sostiene que la dependencia de las importaciones de combustibles fósiles sigue siendo una debilidad estructural de la Unión y plantea acelerar la electrificación de la economía para sustituir aproximadamente dos tercios del consumo de gas y reducir a la mitad el uso de petróleo antes de 2040. En ese escenario, considera imprescindible aumentar la capacidad de generación eléctrica libre de emisiones para garantizar el suministro y mantener la competitividad de la industria europea.

Tecnologías de nueva generación y SMRs

El plan no limita la apuesta nuclear a las instalaciones actuales. La Comisión reafirma además su apoyo a las tecnologías nucleares de nueva generación y anuncia que continuará trabajando con la European Industrial Alliance on Small Modular Reactors (SMR) para seleccionar nuevos proyectos con el objetivo de que los primeros reactores modulares pequeños entren en funcionamiento en Europa a comienzos de la próxima década. Bruselas considera que esta tecnología puede desempeñar un papel relevante en el suministro de electricidad limpia para grandes consumidores industriales y contribuir a la descarbonización de procesos donde la electrificación convencional resulte más compleja.

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Aunque la Comisión mantiene el principio de neutralidad tecnológica y recuerda que corresponde a cada país decidir su política energética, el documento introduce un cambio de tono respecto a anteriores estrategias comunitarias. La energía nuclear deja de aparecer únicamente como una tecnología baja en carbono y pasa a integrarse de forma explícita en la política europea de electrificación, junto a las energías renovables, el almacenamiento y el refuerzo de las redes eléctricas. El objetivo, según Bruselas, es disponer de un sistema eléctrico capaz de absorber el crecimiento del consumo, reducir la exposición a la volatilidad del gas y reforzar la autonomía energética de la Unión Europea.

La Comisión Europea ha puesto sobre la mesa el que probablemente sea su plan más ambicioso para transformar el sistema energético comunitario desde el lanzamiento del Pacto Verde. Bajo el nombre de Electrification Action Plan, Bruselas propone acelerar la electrificación de la economía hasta convertirla en el principal instrumento para reducir la dependencia de los combustibles fósiles, reforzar la competitividad industrial y abaratar la factura energética de empresas y hogares. El objetivo es que la electricidad sustituya progresivamente al gas y al petróleo en el transporte, la industria y los edificios, en un contexto marcado por la inestabilidad geopolítica y la volatilidad de los mercados energéticos.

El documento, al que ha tenido acceso El Periódico de la Energía, parte de un diagnóstico contundente. La Comisión sostiene que la reciente crisis en Oriente Medio ha vuelto a demostrar la vulnerabilidad energética de Europa por su elevada dependencia de las importaciones de combustibles fósiles. Según sus cálculos, en apenas 111 días la Unión Europea tuvo que destinar 50.000 millones de euros adicionales a importar petróleo y gas, un sobrecoste que alimentó la inflación y obligó a varios Estados miembros a aprobar ayudas extraordinarias para proteger a consumidores y empresas. Para Bruselas, la única respuesta estructural pasa por acelerar la electrificación del consumo final con electricidad producida a partir de fuentes limpias y europeas.

La Comisión quiere convertir esa estrategia en un objetivo político de primer nivel. El plan plantea fijar un objetivo vinculante de electrificación para 2040 que se incorporará al futuro paquete legislativo de la Unión de la Energía. Aunque el porcentaje definitivo todavía aparece pendiente de cerrar en el borrador, el Ejecutivo comunitario calcula que esta transformación permitiría sustituir alrededor de dos tercios de la demanda de gas, reducir a la mitad el consumo de petróleo, disminuir la factura de importación de combustibles fósiles en unos 200.000 millones de euros acumulados hasta 2040 y evitar alrededor de 520 millones de toneladas de emisiones de CO2.

Bruselas defiende que el potencial tecnológico ya existe. Recuerda que más de ocho millones de vehículos eléctricos circulan por las carreteras europeas y que hay alrededor de 28 millones de bombas de calor instaladas en edificios comunitarios. Sin embargo, considera que el ritmo de electrificación sigue siendo insuficiente, ya que la electricidad representa apenas el 23% del consumo final de energía de la UE, una proporción que lleva prácticamente una década estancada y que queda por detrás de economías como China, Japón o Corea del Sur.

Precio

Uno de los principales obstáculos identificados por la Comisión es el precio de la electricidad. El documento reconoce que, de media, la electricidad cuesta casi tres veces más que el gas para la industria y dos veces y media más para los consumidores domésticos, una diferencia que dificulta la sustitución de calderas, procesos industriales o vehículos de combustión por alternativas eléctricas. Para corregir este desequilibrio, Bruselas prepara una reforma de la factura eléctrica que actuará sobre impuestos, peajes y cargos regulados, al tiempo que plantea eliminar progresivamente las subvenciones a los combustibles fósiles dentro del paquete energético posterior a 2030.

La estrategia también apuesta por aumentar la flexibilidad del sistema eléctrico mediante el almacenamiento energético, la gestión inteligente de la demanda y el uso de los vehículos eléctricos como recurso para la red. La Comisión fija como referencia alcanzar 200 GW de capacidad de almacenamiento en 2030, muy por encima de los aproximadamente 55 GW actuales, e impulsará nuevas normas para facilitar la integración de baterías, bombas de calor y sistemas de recarga bidireccional.

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El despliegue masivo de generación eléctrica limpia constituye otro de los pilares del plan. Bruselas propone instalar 100 GW adicionales de renovables cada año hasta 2030, acelerar la aplicación de la normativa europea sobre energías renovables y mejorar la coordinación de las inversiones en redes e infraestructuras. La Comisión sostiene que los mercados con mayor peso de renovables y energía nuclear son precisamente los que registran menores precios eléctricos al depender menos del gas para fijar el precio mayorista.

El transporte aparece como uno de los sectores prioritarios. La Comisión anuncia una revisión de la Directiva de Vehículos Limpios para reforzar los objetivos de compra pública de vehículos de cero emisiones, una recomendación para extender los incentivos fiscales al vehículo eléctrico y nuevas medidas destinadas a acelerar el despliegue de infraestructura de recarga, especialmente para el transporte pesado. También quiere impulsar la electrificación del transporte marítimo y favorecer el desarrollo de nuevas tecnologías de propulsión eléctrica en la aviación.

Bombas de calor como alternativa residencial

En los edificios, Bruselas sitúa a las bombas de calor como la principal alternativa al gas. El plan estudia crear un mecanismo específico para impulsar su mercado, fomentar su instalación mediante contratación pública, facilitar nuevos modelos de financiación y duplicar el ritmo de instalación antes de 2030. Paralelamente, propone favorecer redes urbanas de calefacción, almacenamiento térmico y recuperación de calor residual para reducir el consumo de combustibles fósiles en climatización.

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La industria tampoco queda al margen. La Comisión quiere movilizar el futuro Banco de Descarbonización Industrial, dotado con 100.000 millones de euros, para financiar procesos de electrificación, almacenamiento, conexión a la red y modernización tecnológica, además de desarrollar hojas de ruta sectoriales para industrias intensivas en energía como el acero, el cemento, la química o el aluminio.

El documento concluye con un mensaje claramente político. Para Bruselas, la electrificación deja de ser únicamente una herramienta para reducir emisiones y pasa a convertirse en una cuestión de soberanía económica, seguridad energética y competitividad industrial. La Comisión considera que el futuro liderazgo europeo dependerá de su capacidad para fabricar tecnologías limpias, reforzar sus cadenas de suministro y reducir definitivamente la exposición del continente a las importaciones de combustibles fósiles.

Se habla de ellas como las baterías de última generación: las baterías de estado sólido prometen mayor capacidad de almacenamiento, mayor seguridad y, en teoría, una vida útil más prolongada. Esto podría ayudar a que los vehículos eléctricos alcancen una autonomía significativamente mayor que los modelos actuales.

A diferencia de las baterías de iones de litio, ampliamente utilizadas hoy en día, que emplean un electrolito líquido entre dos electrodos sólidos, las baterías de estado sólido utilizan un electrolito sólido. Este diseño puede aumentar la capacidad de almacenamiento, mejorar la seguridad y, en teoría, prolongar la vida útil de la batería.

Sin embargo, un desafío importante aún limita su uso comercial. Durante la carga, se forman intrusiones microscópicas conocidas como dendritas. Estas diminutas estructuras ramificadas crecen desde el electrodo de litio metálico, se propagan a través del electrolito sólido y finalmente provocan cortocircuitos dentro de la batería.

Un equipo interdisciplinario del Instituto Max Planck de Materiales Sostenibles ha descubierto cómo las dendritas inducen fracturas, lo que provoca cortocircuitos. Publicaron sus resultados en la revista Nature.

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Metal blando en un electrolito cerámico sólido

La formación de dendritas en baterías de estado sólido es un fenómeno contraintuitivo. "Aunque los electrodos y las dendritas en formación están compuestos de litio metálico, que es blando como una gominola, las dendritas pueden penetrar el electrolito cerámico y provocar un cortocircuito», explica Yuwei Zhang, jefe del grupo Quimiomecánica de Materiales para Baterías del Instituto Max Planck de Materiales Sostenibles. ¿

Cómo pueden las dendritas blandas fracturar la cerámica sólida y rígida? Existen dos hipótesis: o bien se acumula presión dentro de las dendritas, que crecen en grietas preexistentes, e induce la fractura mecánica del electrolito sólido; o bien, los electrones se filtran entre los diminutos cristalitos que componen el electrolito sólido, promoviendo la formación de núcleos de litio en estos límites de grano, que posteriormente se interconectan.

Para comprobar cualquiera de las dos hipótesis, los investigadores utilizaron un sistema avanzado de preparación de muestras y técnicas de caracterización de materiales, caracterizadas completamente al vacío y a temperaturas criogénicas para excluir cualquier influencia del oxígeno, el agua o el haz de electrones de los microscopios.

El análisis experimental, complementado por el equipo de Max Planck con cálculos, demostró que el litio metálico blando puede propagarse a través del electrolito cerámico rígido de forma similar a como el agua penetra en las grietas de una roca, creando nuevas fracturas. El equipo calculó que la presión del litio en una dendrita, que se encuentra dentro de una grieta existente, provoca finalmente la fractura frágil del electrolito sólido.

Por otro lado, el equipo no encontró pruebas que respalden la hipótesis de que los núcleos de litio se forman en los límites de grano y luego se fusionan. Observaron que, en condiciones reales de funcionamiento de la batería, no se produjo un enriquecimiento de litio delante de la punta de la dendrita.

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Posibles maneras de prevenir o retrasar el agrietamiento inducido por dendritas

El equipo del Instituto Max Planck investiga cómo las dendritas de litio penetran el electrolito sólido al inicio de su formación, antes de que, por así decirlo, lo atraviesen por completo. Además, los investigadores exploran cómo prevenir la propagación de las dendritas. Entre las posibles estrategias se incluyen aumentar la resistencia del electrolito sólido para retrasar la formación de grietas, introducir microcavidades que redirijan el crecimiento de las dendritas y desvíen las grietas, o aplicar recubrimientos protectores a los electrodos de litio para suprimir su formación.

“Nuestros hallazgos ponen de relieve lo crucial que es comprender el comportamiento de los materiales para convertir las tecnologías prometedoras en aplicaciones prácticas y reales”, afirma Yuwei Zhang.

Ocean Winds, la empresa internacional de energía eólica marina creada por EDP Renewables y ENGIE, celebra haber alcanzado la plena potencia de su parque eólico marino flotante Éoliennes Flottantes du Golfe du Lion (EFGL), de 30 MW.

Con tres aerogeneradores de 10 MW situados a 16 kilómetros de la costa de Occitania e instalados sobre plataformas flotantes semisumergibles, este parque piloto, desarrollado en colaboración con Banque des Territoires, refuerza la viabilidad de la tecnología eólica marina flotante. EFGL está estableciendo nuevos estándares y mejores prácticas para el desarrollo comercial de parques eólicos flotantes en aguas profundas, como las del noroeste del mar Mediterráneo.

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Cadena de suministro local

Como accionista mayoritario, Ocean Winds ha contribuido activamente a crear una cadena de suministro local sólida y sostenible para respaldar todas las fases del proyecto y futuros desarrollos comerciales. El 99 % de los proveedores directos son europeos, de los cuales el 85 % son empresas francesas o con sede en Francia y el 60 % son pequeñas y medianas empresas (pymes).

Craig Windram, consejero delegado (CEO) de Ocean Winds, afirmó: “La eólica marina flotante desempeñará un papel fundamental en el futuro mix energético, especialmente en países con aguas costeras profundas como Francia. Que EFGL haya alcanzado su plena potencia refleja la visión a largo plazo de Ocean Winds y nuestra capacidad para desarrollar proyectos flotantes complejos de forma segura y eficiente, en estrecha colaboración con los actores nacionales, regionales y locales de toda la cadena de valor”.

El proyecto ha entrado ya en su fase de operación plena, dando soporte a más de 20 trabajadores locales desde la base específica de operación y mantenimiento (O&M) construida por Ocean Winds para supervisar la producción de energía y las actividades de mantenimiento, consolidando así una actividad económica sostenible a largo plazo en el puerto de Port-La Nouvelle.

A partir de ahora, el parque eólico EFGL generará alrededor de 110.000 MWh de energía limpia al año, suficiente para abastecer el consumo eléctrico equivalente de aproximadamente 50.000 habitantes durante los próximos 20 años.

Marc Hirt, director de Ocean Winds en Francia, añadió: “EFGL demuestra de forma tangible que la eólica marina flotante ha dejado de ser un concepto de futuro para convertirse en una realidad operativa en Francia. Este proyecto pone de manifiesto el conocimiento y la experiencia desarrollados por la cadena de suministro francesa y europea, y confirma el papel estratégico que el Mediterráneo puede desempeñar en la próxima etapa del desarrollo de la energía eólica marina”.

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Innovaciones en biodiversidad marina

Además, el parque incorpora diversas innovaciones avanzadas de ingeniería destinadas a proteger y favorecer la biodiversidad marina, como hábitats marinos artificiales (Biohut®) diseñados por la pyme local Ecocean, convirtiéndose así en el primer parque eólico marino flotante del mundo en funcionamiento con un enfoque de integración de la naturaleza.

El proyecto piloto EFGL contribuye directamente a la excelencia operativa de Ocean Winds, estableciendo nuevos estándares de producción y optimización para el despliegue comercial de la energía eólica marina flotante, tanto en Francia como a escala internacional.

La empresa de servicios públicos australiana SEC ha anunciado sus planes para establecer SEC Energy Works, un centro de innovación energética en el valle de Latrobe, en el estado de Victoria. La propiedad, de 143 hectáreas y ubicada en Hazelwood North, ofrecerá un espacio para que SEC colabore con la industria en el desarrollo de una amplia gama de nuevas infraestructuras energéticas y tecnologías de almacenamiento que serán necesarias para el futuro sistema energético.

El primer proyecto de SEC en este nuevo centro será una solución de almacenamiento de energía de larga duración mediante CO₂ comprimido en circuito cerrado, desarrollada en colaboración con la empresa internacional de tecnología limpia Energy Dome. Una vez construida, la instalación, de 20 megavatios (MW), será capaz de suministrar electricidad de forma continua durante 10 a 12 horas.

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Primera batería de CO₂ comprimido en circuito cerrado

Este proyecto será la primera instalación de almacenamiento de energía de larga duración de Victoria y el primer uso comercial en Australia de una tecnología de almacenamiento energético mediante CO₂ comprimido en circuito cerrado.

La tecnología de baterías está desempeñando un papel cada vez más importante en el sistema energético de Victoria, almacenando el excedente de generación renovable durante el día y liberándolo durante los picos de demanda de la tarde y la noche para ayudar a estabilizar el suministro y reducir la presión sobre los precios de la electricidad.

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Aunque Australia ha experimentado una rápida expansión del almacenamiento mediante baterías en los últimos años, la mayor parte de estas instalaciones se ha centrado en tecnologías de corta duración, capaces de proporcionar entre dos y cuatro horas de almacenamiento para apoyar a la red durante los picos de demanda matutinos y vespertinos.

“El almacenamiento de energía de larga duración desempeñará un papel fundamental y estructural en el futuro sistema energético de Victoria, respaldando la generación renovable variable (eólica y solar) para proporcionar la fiabilidad de suministro las 24 horas del día que necesitan nuestros hogares, empresas y comunidades”, afirmó Chris Miller, director ejecutivo de SEC.

“Como generador y comercializador integrado de electricidad 100 % renovable para clientes comerciales e industriales, creemos que el almacenamiento de larga duración desempeñará un papel esencial para equilibrar nuestra cartera de activos, permitiendo a SEC ofrecer un apoyo adicional al sistema durante periodos de varias horas o incluso varios días con escasa producción eólica o solar”, añadió Miller.

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Claudio Spadacini, fundador y director ejecutivo de Energy Dome, declaró: “Colaborar con SEC para llevar el almacenamiento de energía de larga duración a Victoria representa un momento decisivo para Energy Dome. Nuestra batería de CO₂ proporciona entre 10 y 12 horas de energía limpia y gestionable utilizando una tecnología de compresores y turbinas ya conocida por los trabajadores del valle de Latrobe. Este proyecto contribuirá a apoyar la transición de la región desde el carbón, al tiempo que preservará las capacidades de ingeniería que han impulsado a Victoria durante generaciones”.

Almacenamiento de larga duración

A medida que Victoria avanza hacia su objetivo de alcanzar un 65 % de generación eléctrica renovable en 2030, será esencial desplegar más sistemas de almacenamiento de larga duración para garantizar la fiabilidad y la seguridad de la red eléctrica.

“SEC puede desempeñar un importante papel facilitador apoyando estas tecnologías emergentes, ya demostradas, para que operen a escala comercial en el Mercado Nacional de Electricidad (NEM), generando señales de mercado más claras para los inversores privados”, añadió Miller.

Los proyectos desarrollados en SEC Energy Works se sumarán a la creciente cartera de activos de SEC, que ya cuenta con 1.024 MW de proyectos comprometidos. Entre ellos se incluyen el Melbourne Renewable Energy Hub, una de las mayores baterías del mundo ubicada en Plumpton; el SEC Renewable Energy Park, un complejo híbrido de energía solar y almacenamiento con baterías (BESS) cerca de Horsham; y el SEC Delburn Wind Farm, un parque eólico situado también cerca del valle de Latrobe, en Gippsland.

“SEC está entusiasmada por impulsar la innovación energética del futuro en este centro, proporcionando inversiones iniciales que permitan a la industria adquirir la confianza necesaria para llevar las nuevas tecnologías energéticas a la siguiente fase de comercialización, al tiempo que facilita la conexión de más proyectos renovables a la red”, concluyó Miller.

La planificación y el diseño del proyecto ya han comenzado, y actualmente se están llevando a cabo las primeras consultas con las partes interesadas y la comunidad local.

Syntholene Energy Corp. ha anunciado los resultados de una revisión técnica y económica independiente que evalúa su plataforma de producción de hidrógeno integrada con energía geotérmica y su posible aplicación a combustibles de bajas emisiones de carbono, incluido el combustible sintético sostenible para aviación (eSAF).

Comparación regional del coste de producción de hidrógeno (por kilogramo).

Kellogg Brown and Root LLC (KBR) fue contratada por para realizar un análisis y emitir una opinión técnica de alto nivel sobre la tecnología de producción de hidrógeno de Syntholene y sus costes, con especial atención a su aplicación en proyectos de eSAF .

Coste nivelado del hidrógeno

El Informe evaluó la metodología utilizada por Syntholene para calcular el coste nivelado del hidrógeno (LCOH, por sus siglas en inglés) y realizó un análisis de sensibilidad sobre las principales variables de coste. KBR concluyó que el LCOH estimado de Syntholene sería de aproximadamente 1,75 USD/kg de H₂ en el mejor escenario, utilizando recursos geotérmicos de Islandia, y de aproximadamente 2,10 USD/kg de H₂ en un escenario de despliegue más amplio.

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El hidrógeno representa el mayor coste en la producción de combustible sintético para aviación (según la Agencia Internacional de la Energía, IEA), por lo que producirlo a bajo coste es esencial para que estos combustibles puedan competir económicamente. Estimaciones recientes sin subvenciones sitúan el precio medio del hidrógeno verde en Europa en torno a 6,71 €/kg de H₂ (7,66 USD/kg), según el European Hydrogen Observatory (EHO).

Cabe destacar que el objetivo de LCOH de Syntholene es inferior incluso al coste más reciente del hidrógeno fósil producido mediante reformado de metano con vapor (Steam Methane Reforming, SMR) en Europa. El European Hydrogen Observatory indicó que "los costes nivelados de producción de hidrógeno mediante SMR en Europa fueron, de media, de aproximadamente 3,33 €/kg de H₂ (3,80 USD/kg)". Al incorporar el coste actual del mercado europeo de derechos de emisión de carbono (ETS), el coste del hidrógeno fósil producido mediante SMR con captura de carbono aumenta hasta aproximadamente 4,12 €/kg de H₂ (4,70 USD/kg).

Planta de demostración en Islandia

La revisión también señala que el funcionamiento satisfactorio de la planta de demostración de Syntholene en Húsavík (Islandia) proporcionará datos operativos clave relacionados con la eficiencia, la integración térmica, la fiabilidad del sistema y la degradación de las pilas SOEC.

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Las conclusiones del Informe se basan en diversas hipótesis obtenidas mediante modelos y análisis de sensibilidad, y no en datos procedentes de operaciones comerciales o contratos ejecutados. Entre estas hipótesis figuran el acceso de la Compañía a recursos geotérmicos ventajosos y el éxito de la integración térmica.

Además, la estimación del LCOH de Syntholene se calculó suponiendo:

• Un sistema de 1.200 kW de capacidad.
• Una inversión de capital (CAPEX) de 1,2 millones de dólares.
• Un precio de la electricidad de 30 USD/MWh.

El Informe también identifica varios riesgos principales, entre ellos:

• La variabilidad del precio de la electricidad.
• La degradación a largo plazo de las celdas SOEC.
• Las hipótesis sobre la vida útil de las pilas.
• El coste de capital específico de cada proyecto.
• La validación de los costes operativos.

Asimismo, el Informe identifica varios factores que podrían diferenciar técnica y comercialmente a Syntholene:

• Integración de electricidad geotérmica de bajas emisiones y energía térmica.
• Reducción del consumo eléctrico gracias al funcionamiento de las SOEC y a la recuperación de calor.
• Ventajas de integración con configuraciones de producción de eSAF, incluyendo la integración térmica y de servicios auxiliares.
• Estrategias para mitigar la formación de depósitos de sílice en instalaciones geotérmicas mediante el manejo indirecto de fluidos y el uso de intercambiadores de calor de tipo ciclo binario.
• Prolongación de la vida útil de las pilas SOEC mediante un enfoque dinámico de funcionamiento con conversión CA/CC (AC:DC).

Dan Sutton, director ejecutivo de Syntholene, declaró: "La tesis central de Syntholene es que la producción de combustibles sintéticos de bajo coste comienza con hidrógeno limpio de bajo coste, y que el hidrógeno limpio más económico procederá de sistemas que utilicen de forma inteligente tanto la electricidad como el calor. El informe identifica los principales factores que impulsan los costes, valida la importancia de nuestra planta de demostración ya operativa en Húsavík y refuerza la idea de que la ubicación conjunta con recursos geotérmicos puede constituir una ventaja estructural para la producción de combustibles sintéticos".

El fabricante chino Trinasolar anunció que su módulo tándem de perovskita/silicio cristalino, desarrollado de forma independiente, alcanzó una potencia máxima de salida de 907W y una eficiencia de área total del 29,2%. La medición fue verificada y certificada de manera oficial por TÜV SÜD, instituto líder mundial en pruebas y certificación.

Este logro establece un nuevo récord mundial de potencia de salida para módulos tándem y eleva a 41 el número de récords mundiales que Trinasolar ha establecido o superado en tecnología fotovoltaica hasta la fecha, consolidando su posición a la vanguardia de la innovación y la excelencia en I+D solar.

“A diferencia de otros desarrollos que se quedan atrapados en fases experimentales, este módulo se basa en un área industrial estándar y cumple con las especificaciones comerciales más comunes del mercado”, indicó Harison Franca, Product Manager de Módulos de Trinasolar, quien también ofreció un análisis del impacto que esta tecnología de vanguardia tendrá en el ecosistema de generación local:

“En un mercado maduro y altamente competitivo como el chileno, donde optimizar el Costo Nivelado de la Energía y mitigar las restricciones de la red son prioridades urgentes, un salto a los 907 W cambia las reglas del juego. Pasar de 808W a más de 900W en solo un año demuestra que el futuro de la eficiencia ya está aquí. Para los desarrolladores en Chile, especialmente en zonas con desafíos de espacio o en la exigente geografía del norte grande y la zona central, esta tecnología comercializable permitirá generar mucha más energía por metro cuadrado, reduciendo sustancialmente los costos de balance de sistema y acelerando el retorno de inversión de los proyectos”.

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Potencial comercial y futuro sostenible

La tecnología tándem (que combina perovskita y silicio) representa el salto tecnológico más prometedor para la próxima generación de energía fotovoltaica. El exitoso desarrollo de este módulo de ultra alta potencia se basa en el sistema de celdas de gran área de 210 mm de Trinasolar. El equipo de I+D de la compañía logró resolver desafíos críticos del sector al mejorar la uniformidad de las películas delgadas de perovskita, optimizar la pasivación interfacial y perfeccionar la absorción espectral, lo que resultó en mejoras notables tanto en la eficiencia de conversión como en la estabilidad operativa de las células.

Por su parte, Gao Jifan, presidente de Trinasolar, comentó que “nuestros continuos avances en tecnologías clave de vanguardia, como las células tándem de perovskita, nos han mantenido firmemente a la cabeza del sector y nos han permitido desarrollar un sistema de I+D e iteración tecnológica eficiente e integral”.

De cara al futuro, la compañía continuará incrementando la inversión en esta tecnología central para derribar las barreras técnicas del rendimiento solar, impulsar la mejora continua del sector fotovoltaico a gran escala y acelerar la transición hacia una economía baja en carbono en mercados estratégicos de todo el mundo.

La petrolera estatal brasileña Petrobras ha completado este viernes la compra anunciada el pasado abril del 75% del Bloque 3, yacimiento petrolífero 'offshore' situado en las costas de la república africana de Santo Tomé y Príncipe.

El consorcio inicial estaba compuesto al 90% por la nigeriana Oranto Petroleum Limited, que actuaba de operador. El 10% restante pertenecía a la Agencia Nacional de Petróleo de Santo Tomé y Príncipe (ANP-STP).

Sin embargo, Petrobras ha explicado en una nota de prensa que, además, de hacerse con el 75% del Bloque 3, también asumirá la dirección del mismo. De su lado, Oranto ha reducido su cuota al 15% y la ANP-STP ha conservado su 10%.

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"Esta operación se enmarca en la estrategia de Petrobras de reponer sus reservas de petróleo y gas mediante la exploración de nuevas fronteras, tanto en Brasil como en el extranjero, tal y como se establece en el Plan de Negocio de la empresa", ha asegurado Petrobras, que reanudó su presencia en África en 2024.

"La evaluación de nuevas oportunidades tiene como objetivo diversificar la cartera de exploración de Petrobras, promoviendo la creación de valor y la sostenibilidad a largo plazo de sus actividades", ha añadido.

El Gobierno de Turquía ha firmado este viernes un memorándum con las autoridades de la República Turca del Norte de Chipre, solo reconocida por Ankara, para construir un gasoducto que permita exportar gas a la isla mediterránea.

El vicepresidente de Turquía, Cevdet Yilmaz, y el primer ministro de la entidad turcochipriota, Ünal Üstel, firmaron el documento en el Parlamento turcochipriota en Nicosia, en presencia del ministro de Energía turco, Alparslan Bayraktar, informa la agencia turca pública Anadolu.

Bayraktar especificó que el gasoducto tendrá una longitud de 101 kilómetros, de los que 97 serán de trayecto submarino, conectando el cabo de Anamur en Turquía con la central eléctrica de Teknecik en la costa chipriota, a una docena de kilómetros al este de la ciudad de Girne.

Durante la última década, buques exploradores turcos han buscado yacimientos de hidrocarburos en el Mediterráneo oriental, provocando un conflicto diplomático con la República de Chipre, en la mitad sur de la isla, y con Grecia, pero desde 2022, Ankara concentra sus esfuerzos en los yacimientos del mar Negro.

Los políticos no especificaron hoy la fecha en la que se espera concluir el proyecto, pero el mes pasado, el ministro de Obras Públicas norchipriota, Erhan Arikli, indicó a la prensa que la tubería podría estar lista en 2028, y que tendría un coste de unos 700 millones de dólares.

El petróleo intermedio de Texas (WTI, por sus siglas en inglés) bajó este viernes un 0,93 %, hasta 71,41 dólares el barril, tras anunciar el presidente de EEUU, Donald Trump, que su país e Irán seguirán negociando pese al fin de su tregua.

Trump anunció este viernes que Washington mantendrá negociaciones con Teherán para poner fin al conflicto, aunque insistió en que el alto el fuego acordado el mes pasado ya terminó.

"La República Islámica nos pidió continuar las 'conversaciones'. Aceptamos hacerlo, pero EEUU les declaró, en términos no inciertos, que el alto el fuego está ACABADO", escribió el mandatario en Truth Social.

También afirmó que ha dado instrucciones al Pentágono para bombardear Irán a "niveles nunca antes vistos" en caso de que sea asesinado como resultado de un complot de la República Islámica.

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Irán insistía hoy en mantener el control del estrecho de Ormuz, a pesar de los ataques de los dos últimos días de Estados Unidos, lo que ha sumergido de nuevo al mercado en la incertidumbre sobre el suministro.

En el conjunto de la semana, el barril de Texas se revaloriza un 4 % por la reanudación de hostilidades.

En paralelo, la Agencia Internacional de la Energía (AIE) constató hoy que el tránsito de crudo y derivados del petróleo por Ormuz se disparó en junio gracias al alto el fuego EEUU-Irán, y puntualizó que la nueva escalada ensombrece las buenas perspectivas de oferta ligadas a un acuerdo de paz.

"La reanudación de los enfrentamientos armados en el golfo (Pérsico) esta semana pone de relieve los riesgos de no alcanzar un acuerdo de paz duradero, algo imprescindible para la normalización de los mercados petroleros", subrayó el organismo.

La fuerte competencia del mercado chino ha comenzado a afectar a las marcas europeas, fundamentalmente a las alemanas, que llevan años operando en el gigante mercado asiático. Así compañías como Volkswagen, Mercedes-Benz o BMW han sufrido importantes caídas durante el primer semestre, superiores al 20%.

Durante años, los fabricantes europeos dominaron el mercado chino gracias a su tecnología de motores de combustión y a la fortaleza de sus marcas. Sin embargo, el auge del vehículo eléctrico ha redefinido las reglas del juego y ha permitido a los fabricantes chinos liderar en áreas como el software, las baterías y la conectividad.

Fabricantes como BYD o Geely, que ya operan en España, están teniendo menores volúmenes de ventas, y el mercado hasta mayo en China se estaba contrayendo en un 20% --según los datos de China Passenger Car Association (CPCA)--, una vez finalizada la guerra de precios que existía entre marcas, lo que ha propiciado a una reducción de la demanda.

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Además, el mercado chino está evolucionando constantemente hacia la electrificación y a modelos con niveles de software muy elevados que hacen que los productos de marcas europeas en China sean algo menos competitivos que los de las firmas autóctonas.

Aunque China no era el motor principal de las marcas europeas como Volkswagen, BMW o Mercedes, sí ha sido en los últimos años una fuente muy importante dentro de los balances finales.

Todos estos factores se han acumulado en el primer semestre de 2026 y, por ejemplo, el Grupo Volkswagen entregó 4,12 millones de vehículos en todo el mundo durante el primer semestre de 2026, lo que supone un descenso del 6,3% respecto al mismo periodo del año anterior, lastrado principalmente por la fuerte caída de las ventas en China, donde las entregas retrocedieron un 25,9%, con 973.000 vehículos entregados.

En el caso del grupo BMW, entregó un total de 1,15 millones de vehículos a clientes en todo el mundo durante los seis primeros meses de este año (un 4,2% menos), mientras que en china redujo sus cifras en una quinta parte sobre el mismo periodo del año anterior (-20,4%) con unas entregas de 261.773 unidades.

Esta situación también ha afectado a Mercedes-Benz, que ha entregado 1,01 millones de vehículos entre enero y junio de 2026, lo que supone un descenso del 6% respecto al mismo periodo del año anterior. Pero también se ha visto lastrado en China, siendo de las firmas europeas que más caen, un 28%, con 210.200 unidades.

La electricidad distribuida por Iberdrola a nivel global alcanzó los 136.648 gigavatios hora (GWh) en el primer semestre del año, lo que representa un incremento del 6,3% con respecto al mismo periodo del ejercicio anterior, impulsada por el incremento de la demanda y el avance de la electrificación, según los datos del balance energético del grupo.

En concreto, la energético incrementó la electricidad distribuida en todas las áreas geográficas en las que opera, destacando especialmente el Reino Unido, donde creció un 32,6%, impulsada por la integración de Electricity North West (ENW).

En lo que respecta a la capacidad de generación del grupo, aumentó cerca de un 4%, hasta los 56.827 megavatios (MW), lo que supone 2.300 MW adicionales, registrando los principales incrementos en las tecnologías eólicas (terrestre y marina), en las que añadió más de 1.400 MW, seguidas de la solar (1.000 MW). Por su parte, la capacidad mediante baterías creció un 117% gracias a los nuevos proyectos operativos en España y Australia.

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Por áreas geográficas, destacó el incremento de potencia (23,2%) en Europa Continental y Australia, donde la compañía presidida por Ignacio Sánchez Galán añadió más de 1.000 MW, principalmente en eólica terrestre en países como Australia, Grecia y Portugal y solar en Alemania o Italia.

Por su parte, en los Estados Unidos sumó cerca de 800 MW en los últimos 12 meses, lo que supone un aumento del 7,3%, en el Reino Unido la capacidad aumentó en 400 MW y en España la capacidad creció en unos 600 MW.

La producción alcanza los 61.318 GWh, casi un 1% más

En lo que se refiere a la producción, Iberdrola alcanzó los 61.318 gigavatios hora (GWh) en el primer semestre de 2026, casi un 1% más, gracias al aumento del 2% registrado en el segundo trimestre.

Por tecnologías, destacó la eólica marina, que aumentó un 23%, y por mercados, los mayores crecimientos se registraron en el Reino Unido (+27,3%), los Estados Unidos (+8%) y el resto del mundo (+11,5%).

Por lo que respecta a España, la producción se situó en los 32.732 GWh, en línea con el ejercicio pasado. Tras producir más de 12.000 GWh hidroeléctricos, las reservas se mantienen a 30 de junio a niveles cercanos al récord histórico, con más de 8.200 GWh almacenados, gracias a la capacidad de bombeo.

La Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia (CNMC) ha aprobado una modificación de los procedimientos de operación eléctricos PO 7.4 y PO 14.4., con el objetivo de fomentar una prestación más dinámica del servicio de control de tensión e incentivar la participación de las instalaciones renovables.

Según informó el regulador en un comunicado, se trata de nueva fase en la adaptación del marco regulatorio del control de tensión iniciada en 2025, a raíz del apagón en el sistema eléctrico peninsular del 28 de abril de ese año, "en un contexto caracterizado por una elevada penetración de generación renovable basada en electrónica de potencia y por la necesidad de disponer de recursos adicionales para gestionar la tensión de forma más eficiente".

En concreto, en su resolución, la CNMC incorpora novedades como una nueva modalidad de prestación básica basada en el seguimiento de consignas fijas de tensión o potencia reactiva, que permitirá que determinadas instalaciones que no disponen de los sistemas de comunicación necesarios para recibir consignas variables en tiempo real puedan contribuir de forma más activa al control de tensión del sistema.

A ella, podrán acogerse instalaciones de generación y almacenamiento con potencial igual o superior a 1 megavatio (MW), tanto conectadas a la red de transporte como a la de distribución.

El organismo presidido por Cani Fernández indicó que la medida pretende facilitar la transición desde el actual control mediante factor de potencia hacia esquemas más avanzados de regulación de tensión.

También se revisa el esquema retributivo del servicio para incentivar la participación de las instalaciones capaces de proporcionar control dinámico de tensión, incrementándose la retribución asociada al servicio voluntario de seguimiento de consignas en tiempo real.

A este respecto, se establece una retribución específica para las horas en las que las instalaciones prestan el servicio sin producir energía activa, compensando así los costes que soportan para suministrar potencia reactiva.

Igualmente, se introduce una compensación ligada a la potencia instalada para cubrir costes de adaptación tecnológica y costes asociados a peajes y cargos necesarios para prestar el servicio en ausencia de recurso primario.

La CNMC indicó que estas medidas buscan acelerar la habilitación de nuevas instalaciones y aumentar la disponibilidad de recursos capaces de contribuir a la estabilidad de la tensión.

Las necesidades del control de la tensión

En su resolución, el organismo estima un impacto económico orientativo para el nuevo marco regulatorio, bajo la hipótesis de que unos 70 gigavatios (GW) de instalaciones síncronas y de electrónica de potencia se habiliten en tiempo real.

En concreto, señala que el coste variable anual podría rondar los 145 millones de euros, a los que se sumarían unos 69 millones por la retribución fija por potencia.

Por otra parte, el regulador también destacó la necesidad de incrementar la visibilidad sobre las necesidades futuras de control de tensión, por lo que requiere al operador del sistema (Red Eléctrica) que elabore y publique información periódica sobre las necesidades zonales de control de tensión, los recursos disponibles y previstos y las soluciones más adecuadas para cubrir esas necesidades.

En relación con el coste del servicio de control de tensión, el regulador señaló que ha recibido alegaciones de los comercializadores en las que se plantea que dicho coste debería financiarse mediante un precio regulado incluido en peajes y cargos, y no como un componente del coste de adquisición de la energía en el mercado.

Asimismo, en un ámbito más amplio, solicitan que este enfoque se extienda también a la financiación de las restricciones técnicas de la operación del sistema.

Actualmente, los comercializadores trasladan estos costes al consumidor, bien incorporando una estimación en el precio fijo de sus contratos, bien repercutiendo directamente en factura el resultado del proceso de restricciones técnicas (contratos indexados).

En los contratos a precio fijo, los comercializadores señalan la dificultad de estimar estos costes con un horizonte anual, lo que les expone al riesgo de asumir incrementos no previstos.

Sobre esta cuestión, la CNMC señala en su resolución que el establecimiento de un precio regulado para recuperar el coste de las restricciones técnicas podría aportar estabilidad y previsibilidad a los comercializadores.

No obstante, advierte de que no eliminaría la incertidumbre económica subyacente, sino que la trasladaría de los comercializadores a los consumidores.

Por ello, en caso de establecerse un precio regulado, subraya que este debería revisarse con la frecuencia necesaria para evitar la aparición de déficits o superávits derivados de la evolución real de la operación del sistema.

En consecuencia, la CNMC advierte de que el consumidor con contrato a precio fijo pasaría de tener un precio asegurado durante un año a estar expuesto a las variaciones derivadas de estas revisiones, perdiendo la estabilidad que actualmente le ofrece el comercializador a través de un precio fijo y sin disponer, además, de capacidad para gestionar ese riesgo.

No obstante, apunta que esa estabilidad puede implicar una prima de riesgo que se refleje en un mayor precio de los contratos, el consumidor ya puede elegir si asume o no dicha prima de riesgo, contratando productos indexados.

Asimismo, dado que los contratos vigentes ya incorporan actualmente la reciente evolución del coste de las restricciones técnicas -incluidos los incrementos registrados durante el último año-, cree que la introducción de un precio regulado debería abordarse con cautela. "En particular, sería necesario garantizar que los precios de los contratos ya formalizados se incrementen por la incorporación de un nuevo término regulado sin una reducción equivalente del componente de energía implícito en dichos contratos", afirma.

Una transición con un precio regulado

Por todo ello, se estima que la eventual transición hacia un precio regulado exige un análisis detallado de su correcta implementación operativa, con el fin de garantizar que aporte una ventaja clara para el consumidor.

Por el contrario, se consideran más prioritarias para el consumidor otras actuaciones, como continuar trabajando en la reducción de los costes de las restricciones técnicas y revisar el mecanismo de imputación entre la demanda.

En relación con la primera cuestión -la reducción de los costes de las restricciones técnicas-, cabe destacar que esta resolución tiene precisamente por objeto incentivar que las instalaciones renovables presten el servicio de control de tensión, con el fin de reducir la programación de restricciones técnicas mediante ciclos combinados.

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Asimismo, se prevé continuar los trabajos regulatorios mediante una revisión más amplia del PO 7.4, orientada a seguir mejorando la eficiencia del servicio. En este marco, se han iniciado nuevos trabajos para profundizar en la problemática asociada al control de tensión en las infraestructuras de evacuación compartidas y en los nudos frontera transporte-distribución, con la participación del operador del sistema, generadores, distribuidores.

Proyecto piloto

También se está analizando la propuesta conjunta del operador del sistema y de los distribuidores relativa a un posible proyecto piloto de control de tensión, con el objetivo de fomentar una participación más dinámica de la demanda en la prestación de este servicio.

En cuanto a la forma de imputación del coste-, la CNMC considera igualmente necesario iniciar un análisis sobre si el actual mecanismo de financiación de las restricciones técnicas ofrece señales adecuadas al consumidor.

Un equipo internacional de investigadores liderado por la Escuela de Ingeniería McKelvey de la Universidad de Washington en St. Louis ha desarrollado una técnica que permite reducir alrededor de un 25% los costes de conversión del dióxido de carbono (CO2) en productos químicos de valor añadido mediante electricidad renovable, al tiempo que mejora la resistencia de los catalizadores utilizados en el proceso. La nueva técnica evita el deterioro que sufren estos materiales cuando el suministro eléctrico procedente de fuentes renovables, como la energía solar o la hidroeléctrica, se interrumpe de forma recurrente.

El avance permite que los catalizadores funcionen hasta 750 horas sin pérdida de rendimiento, un resultado especialmente relevante para facilitar la integración de procesos industriales de captura y aprovechamiento de carbono con sistemas energéticos basados en fuentes renovables, cuya generación es, por naturaleza, variable e intermitente.

Gran parte del trabajo experimental se llevó a cabo en el laboratorio de Feng Jiao, profesor distinguido Lauren y Lee Fixel del Departamento de Ingeniería Energética, Medioambiental y Química de la Universidad de Washington. La investigación estuvo liderada por Wanyu Deng, antiguo investigador posdoctoral del grupo, y Ahryeon Lee, estudiante de doctorado del mismo laboratorio.

Transformación en compuestos útiles

El objetivo del estudio era encontrar una forma más rentable de transformar el CO2 residual en compuestos útiles, como el acetato, adaptando el funcionamiento de los sistemas electroquímicos a la disponibilidad de electricidad renovable. "El objetivo final es desarrollar un sistema más rentable para producir productos químicos a partir del dióxido de carbono", explicó Jiao, quien también dirige el Center for Carbon Management y es director adjunto del centro de investigación CURB Engineering Research Center, financiado por la National Science Foundation.

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Los investigadores diseñaron un sistema capaz de aumentar la producción cuando el precio de la electricidad es bajo y reducirla o pausarla cuando el coste energético aumenta. Sin embargo, comprobaron que apagar completamente el catalizador de forma repetida provocaba un deterioro progresivo de sus componentes, comprometiendo su eficiencia a largo plazo.

Para identificar el origen del problema, los investigadores Yifei Xu y Bingjun Xu, de la Universidad de Pekín, emplearon espectroscopia Raman in situ para analizar la actividad en la superficie del catalizador. Las observaciones revelaron que los sucesivos ciclos de encendido y apagado degradaban los cátodos de cobre. Cuando había monóxido de carbono presente se acumulaba carbonato de cobre sobre la superficie, mientras que en presencia de argón el cobre se oxidaba formando óxido de cobre.

Parada controlada

La solución consistió en sustituir el apagado completo por una estrategia de parada controlada. En lugar de desconectar totalmente el sistema, los investigadores mantuvieron el cátodo de cobre funcionando a un nivel mínimo, inferior al 1% de la densidad de corriente habitual. Ese pequeño flujo eléctrico fue suficiente para impedir tanto la formación de carbonatos como la oxidación del cobre, preservando así la integridad del catalizador durante largos periodos de funcionamiento.

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El trabajo también cuenta con la colaboración de William Andrew Goddard III, del Instituto Tecnológico de California (Caltech), quien desarrolla modelos computacionales para comprender con mayor detalle el mecanismo de reacción y los procesos de formación de carbonatos e hidróxidos sobre la superficie del catalizador de cobre.

Según Jiao, el siguiente paso será diseñar sistemas catalíticos todavía más robustos y desarrollar estrategias que puedan integrarse de forma sencilla en procesos industriales de electrólisis de monóxido de carbono. El investigador considera que estos avances serán determinantes para garantizar un funcionamiento fiable con electricidad renovable intermitente y acelerar el despliegue de tecnologías sostenibles destinadas a transformar el CO2 en productos químicos de interés industrial.

La Audiencia Nacional ha anulado la sanción de 25 millones de euros que la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia (CNMC) impuso a Iberdrola Generación en noviembre de 2015 por una presunta manipulación de los precios del mercado eléctrico mediante las ofertas de varias centrales hidroeléctricas.

El organismo regulador acusaba entonces a la compañía energética de haber orquestado una estrategia de incremento de precios en sus ofertas hidroeléctricas a finales de 2013.

En una sentencia a la que ha tenido acceso Europa Press, la sección cuarta de la Sala de lo Contencioso-Administrativo de la Audiencia Nacional estima el recurso contencioso-administrativo presentado por la eléctrica contra el acuerdo de la Sala de Supervisión Regulatoria de la CNMC, que consideró que Iberdrola había alterado el precio de las ofertas correspondientes a las unidades hidráulicas del Duero, Sil y Tajo entre el 30 de noviembre y el 23 de diciembre de 2013, conducta que calificó como una infracción muy grave de la Ley del Sector Eléctrico.

En concreto, el tribunal declara que la decisión del regulador es disconforme con el ordenamiento jurídico, "dejando sin efecto la multa de 25 millones de euros", impuesta bajo el paraguas de la Ley del Sector Eléctrico.

El procedimiento administrativo permaneció suspendido desde 2017 por la existencia de un proceso penal paralelo, que concluyó el 4 de enero de 2024 con una sentencia absolutoria del Juzgado Central de lo Penal, que descartó la comisión de un delito contra el mercado y los consumidores previsto en el artículo 281 del Código Penal.

En su sentencia, la sala de la Audiencia Nacional, presidida por Concepción Mónica Montero, basa buena parte de su argumentación en el efecto vinculante de aquella resolución penal firme y recuerda que el artículo 77.4 de la Ley 39/2015 establece que los hechos declarados probados por los tribunales penales vinculan a las administraciones públicas en los procedimientos sancionadores.

Jurisprudencia

Asimismo, apoyándose en la jurisprudencia del Tribunal Supremo y del Tribunal Constitucional, subraya que "en lo que se refiere a la apreciación de los hechos, es claro que unos mismos hechos no pueden existir y dejar de existir para los órganos del Estado". De esta manera, bajo este principio básico, la resolución sancionadora de la CNMC no ha podido sostenerse en pie.

El fallo penal había considerado acreditado que Iberdrola ofertó al mercado toda la energía hidroeléctrica disponible durante el periodo investigado, descartando cualquier retirada o detracción de producción.

Además, cuestionó la fiabilidad del método pericial empleado por la CNMC, al describirlo como un sistema elaborado 'ad hoc', sustentado en estimaciones, nunca utilizado con anterioridad y basado en variables modificadas subjetivamente sin alterar las conclusiones obtenidas.

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La resolución también dio por probado que los operadores de mercado de Iberdrola actuaron de forma autónoma, sin instrucciones de sus superiores, descartando la existencia de una actuación dolosa en la fijación de las ofertas.

A partir de esos hechos, la sala de la Audiencia Nacional concluye que existe una identidad sustancial entre los hechos analizados en la jurisdicción penal y los examinados en la vía administrativa.

Igualmente, añade que tanto el delito contemplado en el artículo 281 del Código Penal como la infracción prevista en el artículo 60.a).15 de la Ley del Sector Eléctrico exigen una conducta intencionada dirigida a alterar los precios del mercado.

Las autoridades energéticas rusas se han quejado ante el Organismo Internacional de Energía Atómica (OIEA) de la peligrosa situación de la planta nuclear ucraniana de Zaporiyia, que ocuparon las tropas rusas en 2022.

Tras una reunión en el enclave ruso de Kaliningrado entre el director de la OIEA, Rafael Grossi, y el jefe de la empresa estatal rusa de energía atómica Rosatom, Alexéi Lijachov, la parte rusa comunicó que denunció los constantes ataques ucranianos a la planta, la mayor de toda Europa, y su escasas reservas del gasóleo que le permite funcionar de forma autónoma.

"Actualmente, las reservas de gasóleo representan aproximadamente el 50 % de su capacidad, lo que permite la operación autónoma durante unos 11 días", afirmó Lijachov, citado por TASS.

Por ello, la parte rusa considera "necesario llenar todos los depósitos al máximo y aumentar la reserva en caso de que la planta deba operar de forma autónoma", tal y como se ha visto obligada en 21 ocasiones debido a ataques ucranianos.

Al mismo tiempo, las autoridades energéticas rusas denunciaron los constantes ataques ucranianos contra la planta nuclear, así como a la ciudad en la que se encuentra, Energodar, tomada por las tropas rusas en 2022.

Los daños de Zaporiyia

"Quisiera destacar que, según las estimaciones más conservadoras, la planta ha sufrido más de 460 ataques con drones y más de 16 ataques de artillería" desde mediados de marzo, señaló Lijachov.

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El director de Rosatom cifra así en seis los fallecidos y 43 heridos a causa de los ataques ucranianos, "entre los cuales se encuentran empleados de la central".

Por su parte, Grossi calificó las consultas como "productivas", aunque "intensas".

"El mensaje que quiero transmitir, que es muy claro e importante, es el mismo que se está debatiendo en el Consejo de Seguridad de la ONU y en la junta de dirección del OIEA: cualquier ataque contra una central nuclear es inaceptable", expresó Grossi.

El Gobierno andaluz ha elevado a 12 el número de personas que han perdido la vida en el incendio que se originó durante la tarde de este jueves en Los Gallardos (Almería) y por el que hay además otras 23 personas no localizadas.

Así lo ha trasladado el presidente de la Junta de Andalucía, Juanma Moreno, en declaraciones a los medios desde el puesto de mando avanzado que se ha instalado en el parque de bomberos de Turre para coordinar las labores de extinción y protección derivadas de este incendio.

Cuatro de las víctimas mortales, que según los primeros datos serían de nacionalidad extranjera --posiblemente británicos--, han sido encontradas atrapadas en el interior de un coche con volante en el lado derecho tras intentar huir de las llamas de varios cortijos y diseminados del pueblo de Bédar por un camino alternativo al señalado por los servicios de emergencia.

Asimismo, en un segundo escenario, se localizó a un grupo de nueve personas de las que dos --una de ella de nacionalidad española-- fueron rescatadas con vida. Las otras siete, que según ha explicado el consejero podrían ser de nacionalidad belga o británica, han fallecido. Este grupo trataba de escapar a pie del fuego.

El consejero de Presidencia, Sanidad y Emergencias, Antonio Sanz, ha señalado que sigue trabajando para analizar si puede haber más víctimas. "Ha podido ocurrir que buscando la salida ya tardía (...) se metieran en una ratonera", ha lamentado Sanz ante quienes pudieron haber tomado la decisión de salir de forma "tardía" o por rutas no adecuadas de donde se encontraban para tratar de esquivar el fuego.

Los cuatro heridos más graves presentan quemaduras de distinta tipología y por ello son trasladados en helicóptero del 061 desde el Hospital Universitario Torrecárdenas de Almería al Hospital Virgen del Rocío de Sevilla. Hay cuatro heridos menos graves, de los que tres están en Torrecárdenas y uno en el Hospital La Inmaculada de Huércal-Overa, mientras que otros con heridas leves ya han recibido el alta médica.

Sanz ha dado cuenta además de las llamadas de familiares que buscan a sus allegados, aunque "no hay una lista oficial de desaparecidos". En este sentido, las autoridades están cotejando datos en hospitales y albergues sin descartar que pueda haber más víctimas.

Según el último recuento del Gobierno andaluz, son 19 las personas no localizadas hasta el momento, si bien durante toda la noche y la mañana se ha procedido al desalojo de 600 personas. De ellas 193 personas se encuentran realojadas en distintos puntos de acogida, como el Teatro de Lubrín, un polideportivo en Garrucha y una especie de cortijo o convento en Antas.

Durante toda la mañana Sanz ha subrayado que se trata de un "terrible incendio muy complejo en una zona con muchísimos diseminados y viviendas incrustadas en zona forestal con una velocidad de propagación altísima". El confinamiento realizado ante la cercanía de las llamas en Bédar ha evitado "situaciones de mayor gravedad".

El consejero hizo un fuerte llamamiento a la responsabilidad ciudadana y ha insistido en que las indicaciones de evacuación de las autoridades "no son recomendaciones, son instrucciones", por lo que no hay que tomarlas a la ligera o elegir caminos alternativos puede llevar a "trampas" mortales.

Un incendio forestal complejo

Según ha explicado el consejero andaluz de Emergencias, el incendio ha avanzado a una "velocidad extraordinaria" debido al fuerte viento y es "francamente muy complejo" por la orografía de la zona, llena de muchísimos barrancos donde no puede entrar la maquinaria, y por la multitud de viviendas diseminadas en el área forestal.

Ante dicha circusntancia, se ha desplegado un amplio operativo conformado por 464 efectivos y 124 vehículos. Así, el plan Infoca trabaja con 21 retenes, nueve camiones y cerca de 180 efectivos, apoyados por la Unidad Militar de Emergencias (UME), bomberos, sanitarios, Policía Local y Guardia Civil. Solo durante la jornada de este jueves participaron casi 20 medios aéreos, a los que se han sumado más desde las 8.00 horas de este viernes.

Así, ha dado cuenta de que el flanco derecho --zona norte-- del incendio se presenta "muy activo" y constituye el de mayor preocupación, aunque admite el acceso de maquinaria. Se trata, además, la zona en la que también se han desplegado la mayoría de los 200 efectivos de la UME.

Por el contrario, el flanco izquierdo --sur-- no permite el acceso de maquinaria debido a la forma del terreno, por lo que se ha priorizado la actuación de los medios aéreos para evitar que el fuego descienda hacia la autovía, que haría de "cortafuegos" en el peor de los casos.

El subdelegado de Gobierno en Almería, José María Martín, también se ha desplazado hasta el puesto de mando donde ha explicado los medios aportados por el Gobierno central para tratar de sofocar las llamas y auxiliar en las labores de coordinación. Así, se han desplegado 160 agentes de Guardia Civil de diez especialidades distintas que han trabajado, además, en el levantamiento de cadáveres.

El incendio presenta un perímetro de 3.150 hectáreas calcinadas y en la zona trabajan 464 efectivos con 124 vehículos, entre ellos 21 retenes con 150 bomberos y nueve camiones, mientras que este jueves se desplegaron hasta 16 aviones y está previsto que once medios aéreos se activen a partir de las 8.00 horas. Además ya está incorporada la Unidad Militar de Emergencias desplazadas de Morón de la Frontera (Sevilla) con 64 miembros, doce vehículos autobomba y dos nodrizas.

Origen del incendio

El consejero Antonio Sanz, ha apuntado al tendido eléctrico como el origen del incendio forestal declarado este jueves en Los Gallardos (Almería), que por el momento ha dejado once personas fallecidas y ocho heridos.

En una declaración antes los medios, ha señalado el "rápido" avance de las llamas de un incendio declarado inicialmente como "un incendio de cuneta". En esta línea, ha descartado que se trate de un incendio de sexta generación.

"Es una situación muy compleja porque hay múltiples diseminados, hay prácticamente casi infinitos diseminados. Y por otro lado, es una zona de muchísimo barranco donde actuar con los dispositivos de incendio es francamente complejo, porque no puede entrar ni la maquinaria", ha indicado Sanz.

El presidente de la Junta, Juanma Moreno, también ha apuntado a la hipótesis de la caída de un poste del tendido eléctrico como la causa de las llamas. En este sentido, en una entrevista este viernes en la Cadena Cope, ha asegurado que se "derivarán responsabilidades hacia el mantenimiento de aquellos que sean responsables del mismo".

Desde Red Eléctrica han afirmado en una publicación en su cuenta oficial en la red social 'X' que la línea de alta tensión afectada por el incendio "no es de Red Eléctrica". Asimismo, en el mensaje ha trasladado su reconocimiento a la labor de los equipos de emergencia y extinción.

El incendio presenta un perímetro de 3.150 hectáreas calcinadas y en la zona trabajan 464 efectivos con 124 vehículos, entre ellos 21 retenes con 150 bomberos y nueve camiones. Además ya está incorporada la Unidad Militar de Emergencias desplazadas de Morón de la Frontera (Sevilla) con 64 miembros, doce vehículos autobomba y dos nodrizas.

Argelia se ha consolidado como principal suministrador de gas natural a España en la primera mitad del año, con el 33,9% de lo llegado al país entre enero y junio, por delante de Estados Unidos.

El pasado mes de junio, el país africano volvió a ser el primer suministrador de gas de España, con un total de 10.460 gigavatios hora (GWh) -entre lo llegado por el tubo Medgaz y en GNL por metanero-, el 40,3% del total.

En el mes, las importaciones desde Argelia por la interconexión de Almería aumentaron un 26,5% respecto al mes de mayo de 2025, creciendo así en lo que va de año un 13,2%, hasta los 59.635 GWh.

En lo que va de 2026, el gas natural procedente de Argelia, tradicionalmente el principal suministrador de gas natural a España, asciende a 64.230 GWh, copando así ese 33,9% del total.

Por su parte, Estados Unidos ha suministrado, vía metanero y en GNL, el 29,4% del total del gas llegado a España entre enero y junio, con un total de 55.790 GWh.

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Por su parte, Rusia, que fue el segundo primer suministrador en el mes de junio, se erige en el tercer principal facilitador del gas a España en lo que va de 2026, con un total de 37.356 GWh, el 19,7% del total.

Los suministros de gas a España

En lo que va de año, España ha recibido gas natural desde 13 países de origen diferentes. Junto a Estados Unidos, Argelia y Rusia, figuran como suministradores países como Nigeria, Angola, Francia, Portugal, Congo, Camerún, Mauritania, Guinea Ecuatorial, Senegal o México, pero ninguno de Oriente Próximo, lugar afectado por el conflicto en Irán.

En lo que se refiere a la demanda de gas natural en junio, cayó un 6,7% con respecto al mismo mes de hace un año, hasta los 23.840 GWh, con un descenso del 12,9% de la destinada al sector eléctrico, mientras que la convencional bajó un 2,8% en el mes.

El vicepresidente primero y ministro de Economía, Comercio y Empresa, Carlos Cuerpo, viajará la próxima semana a Ucrania junto con unas 47 empresas españolas para acompañarlas ante oportunidades de inversión y cooperación en sectores como el energético, el ferroviario, la defensa y la digitalización y apoyar en la reconstrucción del país, según han informado este viernes fuentes del Ministerio de Economía, Comercio y Empresa.

El viaje, de carácter "institucional y económico", tendrá lugar los días 15 y 16 de julio en la capital ucraniana, Kiev, y durante el mismo está prevista la firma de varios acuerdos entre instituciones públicas y privadas de ambos países, sobre los que se no se han adelantado detalles por motivos de seguridad.

La agenda incluirá la celebración de la quinta comisión mixta hispano-ucraniana, un encuentro empresarial -con una delegación de unas 50 compañías españolas para impulsar contactos con empresas ucranianas- y el acto de constitución del Consejo Empresarial hispano-ucraniano.

La inversión en energía de Ucrania

La delegación, que movilizará a un centenar de personas, incluye la convocatoria y selección de compañías de "industrias estratégicas" en sectores de transporte ferroviario y por carretera -incluye a fabricantes de componentes-, seguridad y defensa, energía -sobre todo renovables y eólica- y digitalización -con un foco especial en agrotech, telecomunicaciones y ciberseguridad-.

Desde el Ministerio de Economía no han querido difundir nombres de las empresas que viajarán por "seguridad", aunque según el programa provisional publicado por el ICEX, estará un representante de Indra. Asimismo, asistirán representantes del ICO, Cesce y Cofides.

Por su parte, Carlos Cuerpo mantendrá encuentros bilaterales con cuatro ministros ucranianos: el de Economía, Medio Ambiente y Agricultura; el ministro de Finanzas, el ministro de Energía el ministro de Desarrollo de Comunidades y Territorios, "básico" este último porque tiene el control y la centralización de todas las necesidades, señalan las fuentes.

Desde Economía, destacan que el objetivo del viaje es consolidar los compromisos que Ucrania tomó en la conferencia de reconstrucción de 2025, seguir avanzando y acompañando al país en todo el proceso de adhesión a la Unión Europea, aprovechar el "excelente" diálogo político entre ambas instituciones y relanzar y consolidar las relaciones económicas y comerciales con la nación, así como mostrar "solidaridad" con esta y ofrecer apoyo a las empresas españolas para su entrada.

En esa línea, el departamento liderado por Cuerpo busca "meter un pie antes" y hacer una apuesta de "ir por delante" para presentar a España como "un socio estratégico de primera", con propósito de permanencia a medio y largo plazo y a sus empresas como un valor añadido ante la posible próxima entrada de Ucrania a la UE.

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"Es el mejor momento para iniciar relaciones comerciales e institucionales sólidas", sin esperar al final de la guerra, ya que "muchas decisiones se están tomando ahora" y Ucrania es "un país de presente y futuro", afirman fuentes de Economía.

España

Estas comparten que ya hay un pequeño grupo de empresas establecidas en Ucrania y que España ya participa en algún gran proyecto allí, del que se informará en un corto plazo; reconocen la seguridad jurídica y la corrupción como uno de los problemas del país y recuerdan que la Ukraine Facility de la Unión Europea cuenta con una dotación de 50.000 millones de euros para los años 2024-2027, de los que 36.800 millones ya estaban movilizados a finales de abril.

Durante el encuentro empresarial, los empresarios asistirán a paneles transversales y talleres sectoriales para "descubrir las oportunidades de negocio que hay en Ucrania y cómo acceder a este mercado de forma segura y más fácil", y podrán contactar con autoridades, empresas locales y compañías españolas establecidas allí para "iniciar relaciones comerciales y conocer de primera mano los proyectos que se van a impulsar en Ucrania", explica el ICEX en su sitio web.

El encuentro empresarial está organizado por la Secretaría de Estado de Comercio de España, a través de ICEX, de la Oficina Económica y Comercial de la Embajada de España en Kiev y de la Oficina Española para la Reconstrucción de Ucrania, en colaboración con la Confederación Española de Organizaciones Empresariales (CEOE) y la Cámara de Comercio de España.

MG ha desembarcado 700 vehículos electrificados en el Puerto de Ferrol a bordo del buque Anji Forever, una operación que marca el inicio de las actividades logísticas a gran escala de la marca en Galicia y refuerza su proyecto industrial en la comunidad, donde prevé invertir 200 millones de euros para levantar una planta de producción con capacidad para fabricar hasta 120.000 vehículos al año antes de terminar 2028 cuanto esté totalmente operativa la planta.

La compañía ha explicado que esta nueva instalación integrará actividades de investigación y desarrollo, fabricación avanzada, suministro de componentes y operaciones logísticas inteligentes, con el objetivo de crear un ecosistema industrial conectado.

El acto celebrado en el Puerto de Ferrol contó con la presencia del presidente de la Xunta de Galicia, Alfonso Rueda; el presidente de la Autoridad Portuaria de Ferrol, José Antonio Álvarez Vidal; el vicepresidente de SAIC Motor, Wu Bing, y el director de Ventas Retail de MG Motor España, Miguel Molina.

Los 700 vehículos descargados cuentan con sistemas de propulsión electrificados, incluyendo versiones híbridas (HEV), híbridas enchufables (PHEV) y 100% eléctricas (EV), en línea con la estrategia de MG de ampliar el acceso a tecnologías de movilidad de bajas emisiones.

La planta de los electrificados de MG

MG ha señalado que la futura fábrica supondrá un importante impulso para la actividad industrial en Galicia y permitirá reforzar su cadena de suministro europea mediante una mayor producción y aprovisionamiento local.

Según la compañía, el proyecto contempla la creación de alrededor de 2.000 empleos y contribuirá a mejorar la capacidad de respuesta y la resiliencia de la red industrial europea del fabricante.

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El presidente de la Xunta, Alfonso Rueda, agradeció a MG haber elegido Galicia para establecer su futura planta de producción en la Unión Europea y destacó las capacidades logísticas, industriales y tecnológicas de la comunidad autónoma, así como la estabilidad y el potencial de su tejido empresarial.

Por su parte, el vicepresidente de SAIC Motor, Wu Bing, afirmó que la llegada del buque a Ferrol supone "mucho más que una nueva ruta logística" y refleja el compromiso de la compañía con España y con el desarrollo de una estrategia de implantación local. En este sentido, destacó la colaboración con empresas gallegas para las operaciones de descarga y almacenamiento de vehículos, lo que ya ha permitido generar decenas de puestos de trabajo.

Repsol actúa, desde primeros de julio y por primera vez, como creador de mercado en Mibgas Derivatives, servicio que continúa ofreciendo Axpo, que lleva ya siete años ejerciendo esta figura. Mibgas cuenta con creadores de mercado que ofrecen este servicio en los futuros de gas natural y también en productos de GNL para fomentar la negociación en el mercado ibérico del gas.

Repsol se suma a la lista de agentes que deciden actuar como creadores de mercado, apoyando, proporcionando liquidez y fomentando la negociación de gas natural en los futuros del PVB (punto virtual de balance español) en los productos futuros con entrega de gas desde el M+2, M+3, Q+1 y Y+1.

Axpo Iberia ofrece también el servicio en el PVB en futuros desde el mes M+2 hasta el Y+1; y también ejerce de creador de mercado en el producto PVB-TTF: un contrato de gas natural con entrega física en el PVB, no financiero, cuya liquidación en la fecha de la entrega del gas , se realiza al precio neerlandés de gas TTF (índice ICIS TTF Day-Ahead/Weekend Index) más el spread resultante de la casación.

Asimismo, Axpo también fomentará la negociación de GNL en el TVB (tanque virtual de balance) donde actúa como creador de mercado en los productos con entrega diaria y mensual, D+1 y M+1.

Repsol y Mibgas Derivatives

La figura del creador de mercado o market maker existe en la mayoría de los mercados europeos y su finalidad es fomentar la liquidez del mercado con la presencia continua de ofertas de compra y venta de gas en la pantalla de trading con un determinado diferencial de precios fijo entre ellas. De esta forma proporciona una señal de precios robusta y fomenta la liquidez del mercado.

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Todos los agentes de Mibgas Derivatives pueden negociar los productos futuros del PVB así como los spot del TVB, por lo que no se necesitan prácticamente requisitos adicionales a los existentes en Mibgas. Se puede consultar toda esta información en la Guía de acceso a Mibgas y Mibgas Derivatives (punto 5. Adquisición de la condición de agente en Mibgas Derivatives).

Los técnicos en residuos nucleares quieren que el sector se convierta en "demandante" activo de un marco legislativo que regule el futuro almacén geológico profundo (AGP), un marco que, según la hoja de ruta marcada por el propio Gobierno, debe estar aprobado en 2028.

El AGP dará cabida a partir de 2073, en un emplazamiento por decidir, a los residuos de alta actividad y el combustible gastado procedentes del desmantelamiento de las centrales nucleares españolas.

"El séptimo Plan de Residuos Radiactivos (PGRR) establece una hoja de ruta con ocho etapas y hay que cumplirlas una por una para llegar a 2073" con una instalación operativa, ha destacado Mariano Navarro, director técnico de Enresa (Empresa Nacional de Residuos Radiactivos).

"Es un proyecto retador", ha afirmado, que ya ha cubierto la primera de esas etapas, la que el PGRR denomina 'Actualización del conocimiento'.

Para la siguiente, 'Adopción del marco legislativo y procedimental ', fijada para el periodo 2026-2028, Navarro ha señalado que están al alcance de Enresa aspectos como "preparar la documentación técnica, desarrollar los planes de I+D y mantener el diálogo entre el operador y el regulador".

El almacén de residuos

Pero la aprobación del marco legislativo y procedimental es algo "de todos", ha dicho en la jornada de clausura del curso sobre gestión de residuos nucleares que codirige en la Universidad Internacional Menéndez Pelayo (UIMP) de Santander.

"Todos somos responsables, porque es un proyecto de Estado en el que tenemos que aplicarnos desde las instituciones a las asociaciones profesionales y los investigadores", ha indicado.

Navarro ha pedido que los sectores implicados "sean demandantes" ante las autoridades legislativas.

"No podemos correr sin conseguir ese marco legislativo. Animo a todos, cada uno desde su posición, a que demande que se pueda alcanzar", ha insistido.

Pilar Lucio, vicepresidenta del Consejo de Seguridad Nuclear (CSN), ha coincidido en que es el momento de "nuevas leyes" para sentar las bases del AGP y ha dicho que este organismo "seguirá desempeñando su función de garantizar que todo el proceso cumple altos estándares de seguridad".

"La confianza pública no se decreta, se construye a través de una actuación coherente a lo largo del tiempo", ha agregado.

El PGRR estipula que entre 2026 y 2028 "el Gobierno analizará la información presentada y orientará las etapas siguientes (del AGP) en función de la valoración realizada, en especial en lo quese refiere al proceso de designación del emplazamiento".

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"Se adoptará el texto legal necesario que regule el proceso de elección del emplazamiento e identifique a los actores para poder seguir avanzando en las siguientes etapas del programa. Asimismo, la documentación técnica genérica se presentará al CSN para su evaluación y fijación de los límites y condiciones", señala, además de referirse al diálogo operador-regulador sobre las bases de diseño de la instalación del AGP, a los programas I+D y al seguimiento de los proyectos internacionales.

Los residuos de alta actividad y el combustible de las centrales, que en España se cerrarán de forma escalonada entre 2027 y 2035, tienen en un AGP una protección multibarrera: la barrera geológica y las barreras de ingeniería.

Durante la jornada de clausura del curso en la UIMP se ha analizado la importancia de los laboratorios subterráneos para los procesos de aprendizaje, las pruebas de diseño, la evaluación del emplazamiento y, en general, para demostrar la seguridad y la viabilidad de un AGP, según ha expuesto el ingeniero de minas Juan Carlos Mayor, con experiencia en el laboratorio profundo de Mont Terri (Suiza).

La inflación interanual en Portugal se situó en el 3,2% en junio, una décima menos que en mayo, debido principalmente a la desaceleración de los precios de la energía por el abaratamiento de los combustibles, ha informado el Instituto Nacional de Estadística (INE).

El dato definitivo confirma la estimación rápida publicada a finales de junio y refleja que el índice de precios de los productos energéticos redujo su tasa de crecimiento al 9,1%, frente al 13,1% registrado el mes anterior. Asimismo, los alimentos no transformados moderaron su incremento interanual hasta el 5,1%, desde el 5,7% de mayo.

En cambio, la inflación subyacente, que excluye los alimentos no transformados y los productos energéticos por su mayor volatilidad, aumentó hasta el 2,5%, frente al 2,2% del mes anterior.

En términos mensuales, el índice de precios al consumo avanzó un 0,1%, mientras que la inflación media de los últimos doce meses se elevó al 2,6%, una décima más que en mayo.

Los precios en Portugal

Por grupos de gasto, los mayores incrementos interanuales correspondieron a restaurantes y alojamiento (6,2%) y al ocio, recreación, deporte y cultura (1,4%), mientras que el vestido y el calzado registraron una caída del 2,1%.

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El índice armonizado de precios al consumo (IPCA), utilizado para comparar la inflación entre los países de la Unión Europea, mantuvo una tasa interanual del 3,1%, tres décimas por encima de la estimación del 2,8% para la zona euro. Excluyendo energía y alimentos no transformados, la inflación armonizada portuguesa fue del 2,5%, también superior al 2,2% estimado para el conjunto del área del euro.

El INE señaló además que las rentas de vivienda pagadas por los inquilinos aumentaron un 5,2% interanual en junio, el mismo ritmo que el mes anterior.

Renault Group ha superado el millón de vehículos eléctricos fabricados en Francia desde 2010, un hito que el fabricante francés atribuye a su apuesta por la electrificación y al fortalecimiento de su base industrial en el país, donde ha invertido 13.000 millones de euros desde 2021 y prevé destinar otros 13.000 millones adicionales en su próximo plan estratégico.

Además, la compañía destaca que más de 600.000 de esos vehículos han salido de ElectriCity, el polo industrial especializado en movilidad eléctrica que agrupa las plantas de Douai, Maubeuge y Ruitz, en el norte de Francia.

El consejero delegado de Renault Group, François Provost, asegura que alcanzar el millón de vehículos eléctricos fabricados en Francia representa "un orgullo colectivo" para los empleados, proveedores y clientes de la compañía, además de reflejar la decisión del grupo de mantener su futuro industrial vinculado al país.

Desde 2021, Renault ha destinado 13.000 millones de euros a desarrollar la cadena de valor del vehículo eléctrico en Francia, una cifra que podría duplicarse en el marco de su plan estratégico denominado 'futuREady', donde el conglomerado galo espera lanzar hasta 36 nuevos modelos entre la firma principal, Dacia y Alpine --12 de ellos en Europa--, de los cuales 16 serán totalmente eléctricos.

Los vehículos eléctricos de Renault

Renault fue uno de los fabricantes pioneros en la electrificación con modelos como el Zoe y el Kangoo Z.E. a finales de la década de 2010, y que actualmente produce en Francia tanto turismos como vehículos comerciales eléctricos, entre ellos los Kangoo E-Tech electric, Trafic Van E-Tech electric y Master E-Tech electric.

La compañía subraya que el 100% de sus centros industriales franceses participan ya en la transición hacia la movilidad eléctrica. En conjunto, Renault emplea cerca de 39.000 personas en Francia y sostiene alrededor de 35.000 puestos de trabajo indirectos a través de su red de proveedores.

ElectriCity

El fabricante señala que ElectriCity se ha convertido en cinco años en el principal polo europeo de producción de vehículos eléctricos. En estas instalaciones se ha ensamblado ya la unidad número 600.000 y actualmente se producen modelos como el Renault 5 E-Tech electric y el Renault 4 E-Tech electric.

En el caso del Renault 5 E-Tech electric, la compañía indica que la producción superó las 100.000 unidades a finales de 2025 y espera rebasar las 200.000 unidades acumuladas durante este año, impulsada por la creciente demanda.

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El grupo también destaca la creación de 700 empleos permanentes entre 2022 y 2025 en ElectriCity, así como la contratación prevista de otros 300 trabajadores hasta 2027. Además, la planta de Douai ha incorporado un turno nocturno parcial y ha contratado a 550 trabajadores temporales desde octubre para atender el incremento de la producción.

No obstante, las instalaciones del norte de Francia no solo fabrican vehículos para sus marcas Renault y Alpine, sino también para Nissan y Mitsubishi Motors, y próximamente producirán modelos para Ford, reforzando su papel dentro de la industria automovilística europea.

El vice primer ministro ruso, Alexandr Nóvak, ha reconocido la existencia de déficit de combustible y colas en las gasolineras, algo que anteriormente las autoridades atribuyeron no a los ataques ucranianos, sino a un incremento de la demanda provocado por el pánico de los consumidores.

"Debemos reconocer que hay problemas y existe un déficit, por lo cual observamos colas. A veces las gasolineras no funcionan establemente. El déficit se debe a razones comprensibles, debido a que la refinerías dejan de funcionar parcialmente por los ataques de drones" ucranianos, declaró a la prensa rusa, citado por la agencia TASS.

No obstante, matizó que Rusia "tiene suficiente capacidad de producción" para garantizar la demanda.

"En general estamos abastecidos a plenitud. E incluso hasta exportamos", aseveró.

Rusia y el déficit de combustible

Según el viceministro, "nuestros principales productores de hidrocarburos mantienen los precios al nivel de la inflación" como parte de la campaña para contener el precio del combustible.

Anteriormente, Novak declaró a TASS que Rusia cuenta con capacidad para garantizar las necesidades del mercado interno, pero el pánico de los consumidores incrementó la demanda "aproximadamente entre un 20 y un 30%".

Además, señaló que estos productores -Rosneft, Gazprom Neft y Lukoil, entre otros- gestionan aproximadamente 9.000 de las casi 30.000 gasolineras del país, el resto de las cuales pertenecen a operadores independientes.

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Las autoridades rusas se han resistido a admitir la crisis por la falta de abastecimiento de combustible provocada por los constantes ataques ucranianos contra la industria petrolera y la infraestructura logística del país.

No obstante, el Gobierno tuvo que prohibir esta semana la exportación de gasolina y diésel, mientras el Kremlin admitió la posibilidad de importar hidrocarburos para paliar la crisis.

Varias plataformas digitales rusas han puesto en marcha estos días unos mapas interactivos que muestran en tiempo real las gasolineras rusas en las que los vehículos se pueden repostar en medio de los problemas de desabastecimiento.

Según medios internacionales, la crisis de combustible provocada por los ataques ucranianos a las refinerías rusas, ha afectado a un tercio de los aproximadamente 145 millones de habitantes de este país.

España se prepara para dar el salto definitivo a la eólica marina y el norte peninsular reclama un papel protagonista. Esa fue la idea de fondo de la jornada "España ante la eólica offshore", celebrada este jueves en Madrid y organizada por la Oficina Económica y Comercial de Asturias, la Cámara de Comercio de Oviedo y la Fundación Asturiana de la Energía (FAEN).

Europa impulsa de forma prioritaria la eólica offshore para reforzar su autonomía energética, fortalecer su industria y avanzar en la descarbonización, y España parte de una posición privilegiada: una industria naval de primer nivel, empresas líderes en energía, puertos estratégicos y un extraordinario peso tecnológico fruto de las inversiones realizadas. La pregunta, que sobrevoló a lo largo de la mañana, ya no es si podemos liderar la eólica marina, sino cómo hacerlo.

Una oportunidad industrial y tecnológica de país

La primera mesa de debate, moderada por Oliverio Álvarez, socio responsable de Energía, Recursos e Industria de Deloitte, sirvió para dimensionar el salto de escala que ha dado el sector. Álvarez recordó que a principios de los noventa se puso en marcha el primer parque del mundo con apenas once turbinas de menos de un megavatio, mientras que hoy la industria maneja "máquinas treinta veces más grandes" y acumula más de 90 gigavatios instalados globalmente, el equivalente a unas noventa centrales nucleares en los mares.

Barbón: "La eólica marina es parte central del paisaje industrial asturiano que estamos construyendo"

Desde la perspectiva inversora, Miguel Zorita, presidente y CEO de Zima Equity Investments, diferenció el negocio de generación eléctrica del de la cadena de suministro. Zorita advirtió que, tras las crisis de Ucrania e Irán y una serie de subastas fallidas en Europa por el desajuste de costes, el mercado exige cadenas estables. Pese a ello, celebró la reciente adjudicación de 20 gigavatios en Europa, de los cuales 1,2 corresponden a eólica flotante, y auguró una fuerte demanda a partir de 2028, instando al Gobierno de España a que "acelere las subastas de energía" para poder crear un mercado local.

Álvaro Platero, CEO de Astilleros Gondán, coincidió en la alta carga de innovación de los buques de apoyo offshore construidos en Asturias, que incorporan pasarelas finger automatizadas e investigaciones en hidrógeno, aunque lamentó que la excesiva burocracia de las subvenciones europeas desincentiva en ocasiones al tejido empresarial.

El ecosistema industrial y energético asturiano

La segunda mesa, moderada por Marta González Gil, responsable de Servicios de Eólica Marina de DNV, abordó las capacidades específicas de la cornisa cantábrica. González Gil contextualizó el debate señalando que el sector se está desarrollando de forma más pausada de lo esperado y que aún restan importantes retos técnicos por cubrir.

El aire acondicionado ha vuelto a convertirse en uno de los grandes protagonistas del consumo eléctrico de millones de hogares españoles durante estos días. De hecho, según datos de Red Eléctrica de España (REE), durante la última ola de calor el consumo nacional aumentó un 18% en las horas punta y un 13% de media diaria, al comparar los días 8 y 9 de junio con los días 22 y 23 del mismo mes. Sin embargo, soportar temperaturas extremas no implica necesariamente asumir una factura mucho más elevada. En la mayoría de los casos, el consumo depende menos del calor exterior que de la forma en que se utilizan los equipos de climatización y del comportamiento energético dentro de la vivienda.

Por ello, Contigo Energía, compañía especializada en la gestión y comercialización de energía renovable, ha elaborado una serie de recomendaciones para ayudar a los consumidores a mantener el confort en sus hogares reduciendo al mismo tiempo el consumo eléctrico. La compañía recuerda que, aunque las olas de calor incrementan la demanda eléctrica, existen medidas sencillas que permiten contener el consumo sin renunciar al bienestar.

"Muchas personas creen que ahorrar significa pasar calor, cuando en realidad la clave está en utilizar la energía de forma inteligente. Un equipo bien configurado y una vivienda preparada para mantener el fresco permiten reducir el consumo sin renunciar al confort", explica Begoña Laveda, directora de Marketing y Comunicación de Contigo Energía. "En episodios de altas temperaturas es normal que aumente el uso del aire acondicionado, pero pequeños cambios en los hábitos de consumo pueden marcar una diferencia importante en la factura eléctrica".

Los siete errores que más aumentan el consumo durante una ola de calor

1. Ajustar el aire acondicionado a temperaturas demasiado bajas Fijar el termostato por debajo de los 25-26 ºC obliga al equipo a trabajar con mucha mayor intensidad. Mantener una temperatura estable dentro de ese rango suele ser suficiente para garantizar el confort y mejorar la eficiencia energética.
2. Pensar que cuanto antes enfríe la vivienda, mejor Programar el aire acondicionado con antelación o mantener una temperatura constante resulta más eficiente que encenderlo al máximo cuando la vivienda ya ha acumulado mucho calor.
3. No impedir que el calor entre en casa Persianas, toldos o cortinas pueden reducir de forma considerable la temperatura interior. Limitar la entrada de radiación solar disminuye la necesidad de utilizar sistemas de climatización durante más tiempo.
4. Olvidarse del mantenimiento Los filtros del aire acondicionado acumulan polvo y suciedad con el uso. Limpiarlos periódicamente mejora el rendimiento del equipo y evita consumos innecesarios.
5. Utilizar el horno o varios electrodomésticos de alto consumo en las horas más calurosas Cocinar con horno, utilizar la secadora o poner varios electrodomésticos de forma simultánea incrementa la temperatura del hogar y obliga al aire acondicionado a trabajar más para mantener el mismo nivel de confort.
6. No aprovechar el ventilador como aliado Un ventilador consume mucha menos electricidad que un equipo de aire acondicionado y, utilizado de forma complementaria, permite elevar uno o dos grados la temperatura programada manteniendo prácticamente la misma sensación térmica.
7. Ventilar la vivienda cuando el exterior está más caliente La mejor forma de renovar el aire es hacerlo durante las primeras horas de la mañana o por la noche. Abrir las ventanas en las horas centrales del día solo favorece la entrada de calor y aumenta la necesidad de refrigeración.

La eficiencia empieza antes de encender el aire acondicionado

Para Contigo Energía, la eficiencia energética no depende únicamente de disponer de equipos más modernos o de contratar una determinada tarifa eléctrica. También está relacionada con los hábitos de consumo y con la capacidad de aprovechar mejor la energía disponible. La combinación de climatización eficiente, aislamiento, ventilación adecuada y un uso responsable de los electrodomésticos permite reducir el consumo eléctrico y minimizar el impacto económico de los episodios de calor extremo. Este enfoque encaja con la visión de la compañía de acompañar a hogares y empresas en un uso más eficiente y sostenible de la energía.

La Agencia Internacional de la Energía (AIE) constata que el tránsito de crudo y derivados del petróleo por el Estrecho de Ormuz se disparó en junio gracias al acuerdo de alto el fuego entre Estados Unidos e Irán y la oferta global podría superar a la oferta a finales de año, si hay un acuerdo de paz duradero.

En su informe mensual sobre el mercado del petróleo publicado este viernes, la AIE puntualiza que la nueva escalada de hostilidades con ataques de Estados Unidos e Irán ensombrece estas perspectivas y podría dar al traste con su previsión, como ha puesto en evidencia el mercado.

"La reanudación de los enfrentamientos armados en el Golfo (Pérsico) esta semana pone de relieve los riesgos de no alcanzar un acuerdo de paz duradero, algo imprescindible para la normalización de los mercados petroleros", subraya este organismo, que reúne a los principales países consumidores de energía del mundo desarrollado.

Los autores del informe constatan que en junio, al calor del acuerdo de alto el fuego firmado el día 17, por el Estrecho de Ormuz salieron de media 13,2 millones de barriles diarios (mb/d) de crudo y derivados del petróleo, lo que significa un 70% más que el mes anterior.

Eso significó un 70% del volumen que atravesaba ese paso estratégico antes de que estallara la guerra el 28 de febrero.

En términos globales, la oferta de petróleo en junio aumentó en 4,1 mb/ hasta 98,8 mb/d, y como es evidente eso vino de la mano de los países productores del Golfo Pérsico (esencialmente Arabia Saudí, Kuwait y Emiratos Árabes Unidos).

La AIE espera que, si nada se tuerce, la recuperación de las exportaciones desde allí permita alcanzar en el conjunto de 2026 una media de 102,6 mb/d, que sería en todo caso inferior en 3,7 mb/d la de 2025. No obstante, esas cifras son más optimistas que las que había anticipado hace sólo un mes (210.000 barriles diarios más).

La AIE y el petróleo

El petróleo que desde el comienzo de la guerra no ha podido salir del Golfo Pérsico lo van a compensar en parte este año el quinteto de grandes países productores americanos que son Estados Unidos, Canadá, Brasil, Argentina y Guyana.

Por el lado de la demanda, la agencia también observa una recuperación neta, después del bajón que se produjo con el inicio del conflicto entre Estados Unidos e Irán, alentada por el descenso de los precios, que antes del nuevo repunte de tensiones de esta semana había sido más que significativo.

Hay que recordar que el barril de brent del mar del Norte bajó 31 dólares durante el mes de junio y llegó a situarse en 68 dólares a comienzos de julio, es decir dos dólares menos que el precio al que cotizaba antes de la guerra, aunque con los ataques de comienzos de esta semana, se volvió a disparar hasta los 77 dólares.

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Con la hipótesis de que el alto el fuego no se vaya al traste y partiendo del punto bajo de mayo cuando el consumo se redujo a 97,9 mb/d (5,3 mb/d menos que un año antes), la AIE espera que en octubre podrá estar 8 mb/d por encima y entonces por primera vez desde el estallido de la guerra en febrero el nivel será superior al que había en las mismas fechas en 2025.

De hecho, en el último trimestre de 2026 esa demanda se espera que sea de 1,2 mb/d superior a la del mismo periodo del pasado año.

En cualquier caso, la demanda media para el conjunto de 2026 se quedará 1 mb/d por debajo de la de 2025, una caída algo inferior a la que la propia AIE preveía el mes pasado (con una diferencia de 100.000 barriles diarios).

Y aunque para 2027 proyecta un incremento de 2 mb/d, si se toma la progresión esperada para los ejercicios 2026 y 2027, se quedará muy por debajo de las tendencias históricas.

Las Bolsas europeas han abierto la sesión de este viernes con signo mixto tras las alzas registradas ayer, salvo Londres que es la única que cayó, pendientes de la evolución del conflicto entre EEUU e Irán y del debut de la surcoreana SK Hynix en el Nasdaq de Nueva York, y con el precio del barril de Brent estable por encima de los 76 dólares.

En la apertura del mercado, la Bolsa que más sube es la de Londres, el 0,22%; seguida de Milán, con el 0,17%; Madrid, con el 0,06%; y París, con el 0,03%; mientras que Fráncfort se deja el 0,03%; y el Euro Stoxx50, índice en el que cotizan las empresas europeas de mayor capitalización, el 0,23%.

Las Bolsas europeas reaccionaron ayer positivamente después de que el presidente de EEUU, Donald Trump, pese a afirmar el miércoles que daba por terminada la tregua con Irán, señalara que las autoridades iraníes estaban dispuestas a retomar las negociaciones.

A esta hora ya se ha conocido que la inflación en Alemania se situó en junio en el 2,3% confirmándose la estimación preliminar y moderándose frente al 2,6% de mayo; mientras que la inflación en Francia se redujo al 1,8% en junio, seis décimas menos que en mayo, gracias a la ralentización de los precios de la energía y en particular a los productos petrolíferos,

El euro se aprecia frente al dólar un 0,09%, y se cambia a 1,143 unidades, muy por encima del mínimo de hace 52 semanas en 1,132 unidades.

Hoy se darán a conocer las lecturas finales del IPC de junio en Alemania y Francia, lecturas que se espera confirmen la sensible ralentización que experimentó esta variable en el citado mes, hecho que fue consecuencia del descenso que experimentaron durante el mismo los precios de la energía.

Este hecho debe servir para tranquilizar a los miembros del Consejo de Gobierno del BCE, que parecían dispuestos a seguir subiendo sus tasas de interés de referencia tras el aumento que llevaron a cabo en junio, según han destacado los analistas de Link Securities.

Tras el repunte de las tensiones en Oriente Medio, ayer la situación se estabilizó con EEUU e Irán en un compás de espera que favoreció la relajación del precio del petroleo, que este viernes continúa, con el precio del barril de Brent cediendo el 0,29%; y situado en los 76,10 dólares; mientras que el West Texas Intermediate (WTI), de referencia en EEUU, también baja un 0,19%, hasta los 71,94 dólares.

Precisamente este viernes la Agencia Internacional de la Energía (AIE) publica su informe mensual sobre el mercado del petróleo.

El gas natural TTF también registra descensos, del 1,44%, con el megavatio/hora en 49,38 euros; al igual que el oro, que cae un 0,55%; aunque la onza continúa manteniéndose por encima de los 4.100 dólares, en 4.117,8.

En Asia, el índice Nikkei de la Bolsa de Tokio subió un 1,2% este viernes, el Kospi surcoreano, un 2,52% impulsados por las empresas de semiconductores y las relacionadas con el sector de la inteligencia artificial (IA), a unas horas del debut de la surcoreana SK hynix en el mercado estadounidense; mientras la Bolsa de Shanghái cede un 1%; la de Shenzhen, el 2,29% ; y el Hang Seng de Hong Kong, a falta del cierre, sube el 0,89%.

El gigante surcoreano de los chips de memoria SK hynix empieza a cotizar este viernes en el índice estadounidense Nasdaq, con una oferta de títulos valorada en unos 28.000 millones de dólares, con la que espera financiar la construcción de una nueva fábrica y otras inversiones.

En el mercado de deuda, la rentabilidad del bono alemán a diez años cae hasta el 3,034%, y la del español hasta el 3,515%.

El bitcóin mantiene las subidas de ayer, con un alza del 0,88%, y se sitúa en 63.817,98 dólares.

La ambición de Corea del Sur de construir uno de los mayores centros mundiales de inteligencia artificial (IA) y fabricación de semiconductores corre el riesgo de avanzar más rápido que el sistema eléctrico necesario para abastecerlo. Un nuevo análisis de Wood Mackenzie concluye que el megaproyecto nacional insignia del país, valorado en 4,7 billones de wones (aproximadamente 3,1 billones de dólares estadounidenses), que incluye el futuro complejo de 800.000 millones de wones dedicado a semiconductores y centros de datos de IA en la región de Honam, se enfrenta a un creciente desafío de suministro eléctrico si no se aceleran las inversiones en la red y las reformas del mercado eléctrico.

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Según el nuevo informe de Wood Mackenzie, ¿Puede la red eléctrica de Corea del Sur abastecer la apuesta de 3,1 billones de dólares por la IA?, el complejo de Honam, por sí solo, podría aumentar la demanda máxima regional de electricidad desde los 11,8 GW actuales hasta 19,1 GW cuando esté plenamente desarrollado. Sin embargo, Wood Mackenzie prevé que la capacidad efectiva de generación de la región alcanzará únicamente 16,8 GW en 2030 según los planes actuales, lo que dejaría un déficit potencial de aproximadamente 2,3 GW.

“Corea del Sur está planificando ahora una clase completamente nueva de demanda industrial”, afirmó Yunsik Chung, analista de investigación de energía y renovables para Asia-Pacífico en Wood Mackenzie. “El desafío no consiste tanto en si finalmente podrá construirse suficiente capacidad de generación, sino en si la red, el diseño del mercado y las señales de inversión podrán evolucionar con la rapidez necesaria para respaldar la infraestructura de IA dentro del calendario previsto por el Gobierno y la industria”.

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El gas natural también continúa siendo una opción viable a corto plazo. Aunque las cadenas mundiales de suministro de turbinas de gas siguen registrando plazos de entrega de entre cinco y seis años, priorizar la fabricación nacional de turbinas podría permitir incorporar nueva capacidad dentro del próximo 12.º Plan Básico de Suministro y Demanda Eléctrica de Corea del Sur.

“En última instancia, el reto es de secuenciación», comentó Chung. «Las medidas de flexibilidad a corto plazo, la generación firme y las mejoras en la red de transmisión deben avanzar en paralelo. Si cualquiera de estos elementos se retrasa, el ritmo de las inversiones en IA y semiconductores podría verse limitado por la infraestructura eléctrica, más que por la tecnología o la disponibilidad de capital”.

Dos soluciones estructurales

Más allá del horizonte actual de planificación, Wood Mackenzie identifica dos soluciones estructurales para cubrir las necesidades eléctricas a largo plazo de Honam. Los terrenos reservados originalmente para las unidades 7 y 8 de Hanbit ofrecen la posibilidad de desarrollar nuevos reactores en un emplazamiento ya existente (brownfield), lo que podría reducir los costes de construcción entre un 10 % y un 15 %, además de acortar los plazos frente a un proyecto construido desde cero (greenfield).

Asimismo, reforzar el corredor de transmisión Yeongnam-Honam permitiría que el excedente de generación nuclear de Yeongnam, cuya capacidad efectiva supera la demanda máxima regional en 15,9 GW, abasteciera la creciente carga industrial de Honam.

Por último, el informe señala implicaciones más amplias para la estrategia nacional de transmisión de Corea del Sur. A medida que la nueva demanda industrial consuma una mayor parte de la energía renovable generada en Honam, será necesario transportar menos electricidad hacia el norte, lo que podría reducir la dimensión prevista del futuro proyecto de transmisión HVDC (corriente continua de alta tensión) de 8 GW de la Costa Oeste. Se espera que el Gobierno aporte más detalles cuando publique el 12.º Plan Básico de Suministro y Demanda Eléctrica.

El encuentro "España ante la Eólica Offshore", celebrado este jueves en Madrid, sirvió como escenario para que los representantes de la administración pública expresasen las prioridades políticas y financieras que guiarán el despliegue de esta tecnología. El evento contó con la participación institucional de Adrián Barbón, presidente del Principado de Asturias, encargado de la apertura, y de Miguel Rodrigo Gonzalo, director general del Instituto para la Diversificación y Ahorro de la Energía (IDAE), quien clausuró las jornadas analizando los tiempos y estrategias de financiación estatal.

La hoja de ruta asturiana: reindustrialización y soberanía naval

Durante su intervención, Adrián Barbón realizó un repaso histórico del devenir de su comunidad, dividiendo la trayectoria asturiana desde la aprobación de la Constitución en tres fases nítidas: una primera etapa orientada a la edificación de la identidad y la estructura autonómica; un segundo y complejo periodo marcado por las duras reconversiones industriales desarrolladas entre los años ochenta y los dos mil; y una tercera fase de parón estructural derivado de la crisis financiera de 2008. Según detalló el presidente, el Principado se encuentra plenamente inmerso en una cuarta etapa que es el "resurgir de Asturias", donde la eólica marina se alza como una ventana de oportunidad histórica e irrenunciable.

"La industria asturiana de hoy no es la misma de hace diez años, todo ha cambiado por completo", afirmó Barbón, recalcando que la eólica marina "forma parte central de este paisaje industrial que estamos construyendo".

El jefe del ejecutivo autonómico subrayó su peso, muy superior a la media nacional, y que pretende blindar mediante la Estrategia Industrial Asturiana recientemente aprobada. Entre los hitos operacionales clave del territorio, Barbón ensalzó la presentación del Plan Estratégico Puerto de Avilés 2040, cuyas mayores expectativas se centran en la fabricación, ensamblaje y embarque de componentes pesados para plataformas eólicas flotantes, una realidad que "era impensable hace unos años". Asimismo, ensalzó el dinamismo de la construcción naval local, cuyos astilleros lideran proyectos internacionales para el diseño y construcción de buques especializados de apoyo técnico para instalaciones offshore.

"Asturias ya es una referencia nacional para la industria de la eólica marina, disponemos de ventajas competitivas que ya querrían otras regiones", argumentó, aludiendo a la coincidencia de redes logísticas avanzadas, infraestructuras portuarias de gran calado y empresas altamente especializadas. Concluyó señalando el crecimiento de los centros de I+D de grandes multinacionales en la región, que han pasado de 2 a 16 bajo su mandato, y reiteró que la ejecución en plazo del anillo energético es un objetivo prioritario e innegociable de su Gobierno.

El respaldo financiero y regulatorio del IDAE

En el acto de clausura, Miguel Rodrigo Gonzalo, director general del IDAE, aportó la visión macroeconómica y regulatoria, respaldando los planes industriales con datos oficiales de Eurostat. Rodrigo informó de que las energías renovables aportaron el 45,5% de la electricidad generada en la Unión Europea durante el primer trimestre de 2026, consolidándose la eólica como la principal fuente de generación limpia. A nivel nacional, elevó la cuota de la eólica y la fotovoltaica hasta el entorno del 57% anual.

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Asimismo, repasó la resolución definitiva del programa Renoval 2, que inyectará 162 millones de euros en 40 proyectos industriales distribuidos por la geografía nacional, y el programa REMMarinas Demos, que financia con 147 millones de euros un total de 21 plataformas de ensayo y demostradores tecnológicos a escala real, citando proyectos tractores como la ampliación industrial de Navantia en Fene y Ferrol o las plataformas flotantes conectadas de Saitech. Por último, Rodrigo anunció una línea de continuidad financiera pos-PRTR: "Nosotros tenemos 200 millones de euros programados en FEDER para proyectos STEP que incluyen la ayuda a la fabricación de componentes vinculados a la transición energética", concluyó, garantizando que los futuros concursos incluirán criterios de valoración de compra y diseño europeo para blindar la autonomía estratégica del continente.

El mercado energético internacional no está en su mejor momento, ni muchísimo menos. Tras la firma del acuerdo formado por 14 puntos entre Estados Unidos e Irán a mediados de junio, el Estrecho de Ormuz ha experimentado una reactivación de su tráfico marítimo comercial.

Esta aparente normalización provocó una fuerte caída en los precios internacionales del crudo, llevando al barril de Brent a cotizar por debajo de los 72 dólares, regresando a niveles previos al estallido de la guerra el pasado febrero. No obstante, un análisis detallado de los datos de seguimiento de buques revela que la recuperación es parcial, selectiva y, sobre todo, muy volátil.

El cese temporal de las hostilidades no constituye un tratado de paz definitivo. Es por ello que las principales navieras que operan en la zona lo hacen a dos meses vista dado el riesgo de un nuevo resurgimiento del conflicto que pueda afectar nuevamente a la cadena energética y comercial a nivel global.

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Si echamos un vistazo a los datos de comercio marítimo previos al conflicto, nos damos cuenta de la magnitud del daño que ha sufrido Ormuz en estos últimos 4 meses. Antes de la guerra iniciada a finales de febrero, el Estrecho de Ormuz canalizaba unos 20 millones de barriles diarios de petróleo, lo que supone una media de 130 buques comerciales que transitaban diariamente por este punto.

Durante el punto álgido del conflicto y con el bloqueo de Irán impuesto, esta cifra se desplomó un 95%, cayendo a una media de apenas 10 buques diarios. El reciente acuerdo firmado por los presidentes Donald Trump y Masoud Pezeshkian estableció una tregua temporal para permitir la navegación. El mercado ha interpretado, peligrosamente, este hecho como el fin de la crisis entre ambos estados.

Sin embargo, la historia de los conflictos en Oriente Medio hace ver que los acuerdos preliminares carecen de la solidez necesaria para garantizar la estabilidad a largo plazo. Los niveles de tráfico actuales, aunque superiores a los de mayo, se mantienen a la mitad respecto a la capacidad que experimentaba en tiempos de preguerra.

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Los datos nunca mienten, o sí

Los datos no nos dicen que haya una recuperación total, y tampoco invitan al optimismo. Las plataformas Kpler y MarineTraffic registraron el paso de 144 buques en los cinco días posteriores a la entrada en vigor del acuerdo, lo que supone una media de 29 buques diarios.

Esto equivale a poco más del 20% del flujo previo a la guerra. La consultora Vortexa sostiene que el tránsito diario pasó de apenas 6 a más de 20, marcando un incremento del 224%. El análisis detallado de los cargamentos confirma que el repunte está dominado casi en su totalidad por el petróleo crudo, mientras que otros sectores como el gas licuado de petróleo (GLP) no presentan atisbos de una recuperación contundente.

El tamaño de las embarcaciones también ha cambiado. Los grandes transportadores de crudo (VLCC) han incrementado sus tránsitos de menos de dos a más de siete pases por día. No obstante, un vistazo a los sistemas de identificación automática (AIS) nos hace darnos cuenta de una realidad de la que pocos hablan.

Aproximadamente el 62% de los tránsitos actuales se realizan en la sombra, es decir, con los transpondedores apagados para ocultar la ubicación exacta del buque. Esto nos hace ver que la confianza en una recuperación total está muy lejos de ser una realidad para los actores que operan en la zona.

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Muchos intereses de por medio para ponerse de acuerdo

La reactivación de Ormuz pasa por un equilibrio complejo en el que convergen gobiernos, organismos internacionales y corporaciones privadas con prioridades e intereses muy diferentes. En el plano gubernamental, Irán busca proyectar autoridad y exige que el tránsito se realice solamente por los corredores del norte bajo su jurisdicción, reservándose el derecho a cobrar peajes en el futuro para financiar la reconstrucción de todos los daños provocados por el conflicto armado.

Estados Unidos, por otro lado, ha garantizado a sus aliados que la libre circulación por el estrecho está más que garantizada. El secretario estadounidense, Marco Rubio, ha sido tajante al rechazar cualquier intento de Teherán de cobrar un peaje a los buques comerciales, advirtiendo de consecuencias devastadoras si se bloquean nuevamente las rutas. Al mismo tiempo, los países productores del Golfo han aprovechado la mínima ventana de seguridad para sacar todo el stock posible que durante meses han tenido que almacenar forzosamente.

Arabia Saudí ha movilizado a su naviera estatal Bahri para cargar superpetroleros en la terminal de Ras Tanura, exportando millones de barriles hacia Asia. Por su parte, Qatar ha comenzado a ofrecer cargamentos mediante transferencias de barco a barco (STS) en zonas externas al estrecho, como Fujairah y Sohar, lo que hace ver la urgencia de estos países por recuperar el pulso comercial previo a la guerra.

En medio de esta maraña, las aseguradoras mantienen cierta reticencia. Las primas de riesgo de guerra siguen siendo muy altas y muchas navieras internacionales prefieren ceder cuota de mercado antes que exponer a sus trabajadores a un entorno que dista mucho de ser 100% seguro en estos momentos.

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El escepticismo como hoja de ruta en Ormuz

El comercio marítimo en el Golfo de Omán sigue siendo altamente hostil. La debilidad del acuerdo quedó en evidencia con el reciente ataque que se hizo contra el portacontenedores Ever Lovely, operado por Evergreen y con bandera de Singapur. El buque fue impactado por un proyectil frente a las costas de Omán, en una acción que las autoridades estadounidenses atribuyen a la Guardia Revolucionaria Islámica de Irán. Este incidente, ocurrido en una ruta recomendada por las agencias británicas, paralizó de inmediato las intenciones de normalizar el paso comercial en la zona.

Por ello, la Organización Marítima Internacional (OMI) de las Naciones Unidas suspendió indefinidamente su programa voluntario de escoltar y evacuar a buques varados. La presencia de minas submarinas en los corredores comerciales agrava la parálisis, obligando a los pocos operadores dispuestos a navegar a utilizar rutas alternativas más largas y con un alto coste.

Todavía muy lejos de una solución

El Estrecho de Ormuz opera actualmente bajo una fina línea que no garantiza el suministro energético mundial a medio plazo. Si el periodo de negociación de 60 días expira sin resoluciones contundentes respecto al programa nuclear iraní o el levantamiento definitivo de sanciones, el estrecho volverá a sufrir un bloqueo total. Hasta que no se establezca una seguridad marítima permanente y veraz, la recuperación del tráfico en Ormuz seguirá siendo un brindis al sol.

Con un precio del barril Brent a 78,6 dólares por barril, después de haber tocado el nivel de 70 dólares hace menos de dos semanas, se puede decir que el sector petrolero europeo deja detrás un trimestre con precios por encima de 90 dólares la mayor parte del tiempo.

Esta exposición a precios altos por la crisis del estrecho de Ormuz se ha visto reflejada en precios igualmente altos de las acciones de estas compañías, descontando expectativas de beneficios récord en el segundo trimestre de 2026. La austriaca OMV, Repsol y Shell presentarán resultados en las dos ultimas semanas de julio. Esta semana ya han compartido con inversores algunos anticipos de estos esperados resultados.

OMV cumplió con sus previsiones en el segundo trimestre

La petrolera austriaca OMV respaldó con sus cifras de producción el mensaje positivo lanzado en la presentación de resultados del primer trimestre en el que esperaba que los resultados operativos ajustados de las divisiones de Exploración y Producción (E&P) y Productos Químicos del segundo trimestre superasen a los del primer trimestre.

La producción del segundo trimestre alcanzó los 291.000 barriles diarios frente a una estimación menor de los analistas. La principal desviación respecto a estimaciones se produjo en los volúmenes de producción de crudo y gas licuado, que alcanzó los 170.000 barriles diarios, muy por encima de las expectativas.

OMV espera que el resultado operativo del negocio de upstream en el segundo trimestre sea superior al del primer trimestre gracias a un precio realizado en máximos de este año. Sin embargo, este efecto positivo se ve parcialmente compensado por un rango de 120 y 150 millones de euros de efecto negativo derivado de volúmenes de ventas menores por el conflicto en Oriente Medio y por una mayor presión fiscal en Rumanía.

El margen de refino se situó en 20,33 dólares por barril en el segundo trimestre, muy por encima de las estimaciones de los analistas, además de una alta tasa de utilización de las refinerías europeas en el 90%.

Repsol también comunicó cifras de producción de crudo mejor de lo esperado

Un día antes la petrolera española presentó una producción superior a lo previsto en el segundo trimestre. La producción total aumentó un 3,7% respecto al primer trimestre, hasta los 558.000 barriles diarios. La mayor sorpresa fue en Norteamérica con una producción de 205.000 barriles diarios, un crecimiento del 19% respecto al primer trimestre.

El margen químico se situó en máximos trimestrales a 569 euros por tonelada, un 227% superior al registrado en el primer trimestre. El margen de refino aumentó un 28,4 % en el segundo trimestre respecto al primero, situándose en 14,0 dólares por barril, algo por debajo de lo esperado. Al igual que la austriaca OMV, la tasa de utilización de refino ascendió hasta el 89,3 % desde el 86,1% del primer trimestre.

Shell inició el ciclo de anuncios preliminares con cifras muy fuertes en producción de gas

Durante el segundo trimestre los precios del gas tuvieron comportamientos muy dispares a los dos lados del océano, ya que el precio europeo del TTF se incrementó un 15%, mientras que el índice Henry Hub americano cayó un 30% respecto al primer trimestre.

La petrolera anglo-neerlandesa reportó el lunes volúmenes de producción de gas integrado de 610.000 a 650.000 barriles diarios, levemente por encima de las previsiones de los analistas. A pesar de la menor producción de Qatar, y de paradas de mantenimiento programadas, los volúmenes de licuefacción de gas se situaron por encima de lo previsto en el rango de 7,4 a 7,8 millones de toneladas.

La mayor producción en otros países más que compensó el impacto negativo de estos factores. Asimismo, Shell espera que los resultados de la división de Trading and Optimization sean significativamente superiores a los del primer trimestre. En la división de Comercialización, Shell espera que los resultados del segundo trimestre igualen a los del primero.

La tasa de utilización de las refinerías se situó en torno al 100%, alcanzando el extremo superior del rango de estimaciones de la petrolera del 91% al 99%, y en línea con el 99% alcanzado en el primer trimestre. El margen de refino aumentó respecto al trimestre anterior, situándose en 20 dólares por barril, aunque por debajo de las estimaciones de los analistas.

La división de Renovables y Soluciones Energéticas volvió a ser la más impredecible y la de menor contribución, ya que la compañía proporcionó escasos detalles. Con una previsión de resultados ajustados que oscila entre unas pérdidas de 300 millones de dólares y unos beneficios de 300 millones de dólares, la visibilidad continúa siendo muy reducida, teniendo en cuenta que el primer trimestre reportó unos 300 millones de dólares de beneficios.