La Unión Europea podría perder una contribución de aproximadamente 24.000 millones de euros por parte del sector automovilístico de Reino Unido en el caso de excluir al país británico de los futuros incentivos para la producción de vehículos 'Made in Europe', recogidos en la Ley de Aceleración Industrial (IAA).

Así lo revela un análisis elaborado por Oxford Economics, que refleja la magnitud de la interdependencia automovilística entre la Unión Europea yReino Unido y que advierte del riesgo de excluir al país vecino de los beneficios para la cadena de suministro automovilística europea, pese al papel que juega en este sector.

El informe señala que la exclusión de Reino Unido en la aplicación de los beneficios de la Ley de Aceleración Industrial (IAA) pondría a la producción británica en desventaja competitiva en su mayor mercado, reduciendo la demanda de vehículos fabricados en Reino Unido y, a su vez, disminuyendo la adquisición por parte del país de componentes, bienes y servicios de la Unión.

El motor para la UE

El sector automovilístico de Reino Unido sustenta 250.000 puestos de trabajo en la UE a través de la actividad de la cadena de suministro y el gasto de los consumidores financiado con los salarios, mientras que las exportaciones automovilísticas de Reino Unido a la UE generan por sí solas 5.600 millones de euros de gasto en todo el bloque, lo que respalda 58.000 puestos de trabajo y 1.600 millones de euros en ingresos fiscales.

A su vez, Reino Unido es el mayor mercado de exportación de turismos de la UE y viceversa, mientras que los fabricantes de la UE venden más componentes de automoción al Reino Unido que a cualquier otro mercado mundial, en una relación comercial que asciende a 80.000 millones de euros anuales.

La decisión implicaría mayores costes y menos opciones para los consumidores europeos, justo cuando el sector necesita escala, inversión y precios asequibles para afrontar los retos competitivos y acelerar la transición hacia la movilidad con cero emisiones.

Según el borrador de la ley, los futuros vehículos fabricados en Reino Unido no tendrían acceso a los incentivos disponibles para los productos fabricados en la UE, incluido el apoyo a flotas corporativas más ecológicas y los supercréditos de CO2 , y quedarían excluidos de las compras de los Estados miembros de la UE, a pesar del papel de Reino Unido en la cadena de suministro automovilística europea.

España

La exclusión de Reino Unido se sentiría en las principales economías automovilísticas de Europa, con los mayores impactos en el PIB en Alemania, Francia, Italia y España, en torno a los 6.300 millones de euros, 2.000 millones, 1.700 millones y 1.500 millones respectivamente.

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Este riesgo económico se corresponde con una importante exposición al empleo, ya que la producción británica sustenta miles de puestos de trabajo en cada mercado, incluyendo 69.000 en Alemania, 24.000 en Francia, 22.000 en España y 20.000 en Italia.

La dependencia es aún más pronunciada en Europa Central y Oriental, donde la producción automovilística británica sustenta 23.000 puestos de trabajo en Polonia, 14.000 en Rumanía, 13.000 en la República Checa y 11.000 en Eslovaquia, lo que equivale a un 0,46% del empleo total en Eslovaquia y un 0,24% en la República Checa.

"Los sectores automovilísticos de la UE y el Reino Unido han comerciado, invertido y crecido conjuntamente durante muchos años. Excluir al Reino Unido de la iniciativa 'Made in Europe' sería contraproducente, ya que debilitaría la competitividad, reduciría la escala y limitaría las opciones para el consumidor", ha resumido el presidente de la Sociedad de Fabricantes y Comerciantes de Automóviles (SMMT), Mike Hawes.

La Corporación Nacional Petrolera de Libia (NOC) ha anunciado el reinicio de las operaciones de bombeo de crudo en el oleoducto entre el yacimiento petrolero de El Sharara, el más grande del país y participado por Repsol, y Zauiya, días después de grupos armados lograran afectar la producción en la zona.

La NOC ha indicado en un comunicado que "se ha logrado, gracias a esfuerzos conjuntos, reabrir la válvula 7 del oleoducto principal El Sharara-Zauiya", antes de agregar que, a consecuencia de ello, "se ha reanudado el bombeo normal de crudo". "Los flujos están recuperando gradualmente sus niveles habituales", ha explicado.

Asimismo, ha reseñado que sus equipos trabajan ya para "garantizar un reinicio seguro y operaciones de bombeo estables hacia la refinería de Zauiya y las terminales de exportación, cumpliendo con los más altos estándares de seguridad y eficiencia técnica", al tiempo que ha dado las gracias a todos los implicados en lograr esta conclusión.

"Su dedicación y patriotismo fueron fundamentales para priorizar los intereses supremos del país, superar obstáculos para resolver la crisis y reabrir la válvula, asegurando así el flujo continuo de esta arteria vital para la economía nacional", ha señalado, la NOC, que ha reiterado su "firme compromiso de proteger los activos del pueblo libio".

La compañía estatal ha hecho además un llamamiento "a todas las partes" para que "mantengan el sector petrolero al margen de disputas políticas, permitiendo así que la producción se mantenga sostenible y se respalde la estabilidad de la economía nacional".

Libia y su yacimiento de petróleo

Horas antes, la Misión de Estabilización de Naciones Unidas para Libia (UNSMIL) había expresado su preocupación por el impacto negativo de la interrupción de las operaciones en el citado oleoducto y alertó de que la situación estaba provocando "pérdidas significativas en la producción de petróleo y en los ingresos públicos", además de "amenazar con interrumpir el suministro de combustible, la generación de electricidad y otros servicios esenciales de los que dependen los libios en todo el país".

"Una interrupción prolongada aumentaría la necesidad de importar combustible y ejercería una presión adicional sobre las finanzas públicas", esgrimió la misión en un comunicado en redes sociales, donde instó a todas las partes a "proteger la integridad de las instalaciones petroleras y energéticas" y expresó su reconocimiento al derecho de "plantear pacíficamente legítimas reivindicaciones socioeconómicas".

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En este sentido, la UNSMIL dijo que "las infraestructuras petroleras y energéticas, así como los recursos públicos" de Libia, "deben permanecer al margen de las disputas políticas y de seguridad" y "preservarse en beneficio de todos los libios".

"La UNSMIL recuerda que los ataques contra las infraestructuras petroleras y energéticas de Libia, o las acciones que las socaven, pueden constituir motivos para la imposición de medidas en virtud de las resoluciones pertinentes del Consejo de Seguridad, incluida la resolución 2213 de 2015", zanjó.

El ministro francés de Exteriores, Jean-Noël Barrot, ha reunido a los embajadores en los países estratégicos para su aprovisionamiento energético con el fin de analizar los trabajos que se están llevando a cabo para garantizarlo.

La reunión, en línea con los esfuerzos diplomáticos que anunció el pasado jueves el presidente, Emmanuel Macron, permitió "compartir los análisis de la red diplomática sobre las condiciones de aprovisionamiento y las oportunidades de diversificación en la hipótesis de que se prolongue la crisis", señaló Exteriores en un comunicado.

También ha servido para poner sobre la mesa las diferentes acciones llevadas a cabo por los embajadores para actuar en el conjunto de los productos energéticos, petroleo, gas licuado o productos refinados.

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Aunque Francia cuenta con excedente de carburantes hasta finales de año y que sus reservas de gas están al 80%, Barrot pidió a los embajadores que mantengan los contactos para garantizar el aprovisionamiento "en un contexto de multiplicación de las crisis geopolíticas".

El fin de la rebaja fiscal a los carburantes abre un periodo de incertidumbre que se resolverá el próximo martes, día en que el Gobierno anunciará si prorroga los descuentos o aprueba nuevas ayudas para consumidores y empresas en un momento en que la gasolina marca máximos anuales y el diésel roza su récord.

El próximo miércoles 30 de septiembre expira la vigente rebaja fiscal a los carburantes, un descuento en el impuesto de hidrocarburos que entró en vigor en julio -cuando la gasolina se pagaba de media a 1,444 euros por litro y el gasóleo a 1,506 euros- y que se ha ido atenuando progresivamente hasta este mes.

Casi tres meses después, este jueves la gasolina se pagaba a 1,925 euros por litro y el gasóleo a 1,929 euros según el Ministerio para la Transición Ecológica y el Reto Demográfico (Miteco).

La rebaja a los carburantes

Este encarecimiento refleja que, de no ser por la rebaja fiscal aplicada estos últimos meses, se habría superado el precio máximo histórico de venta tanto de la gasolina como del gasóleo en las estaciones de servicio españolas, que se alcanzó en 2022 durante la guerra en Ucrania. Por esta misma razón, consumidores y empresarios aguardan con inquietud el anuncio del Gobierno el próximo martes relativo a las nuevas medidas.

Consecuencia del encarecimiento de la energía, la Alianza por la Competitividad de la Industria Española apuntó que el encarecimiento del gas y de la electricidad desde el inicio del conflicto en Irán (el 28 de febrero) y hasta final de año elevaría los costes energéticos de la industria española en 7.400 millones de euros.

El encarecimiento de los carburantes ha tenido un fuerte impacto en el sector del transporte, lo que ha llevado a la Confederación Española de Transporte de Mercancías (CETM) a reclamar al Gobierno que devuelva en forma de ayudas parte del incremento de la recaudación pública asociado al aumento del precio de los carburantes.

Además, la Federación de Asociaciones de Transporte por Carretera (Fenadismer) pidió esta semana al Gobierno intervenir los precios de los carburantes si se mantiene el modelo actual de ayudas, ya que considera que el sistema de bonificación fiscal ha fracasado porque las petroleras han absorbido la rebaja impositiva en sus márgenes.

Repsol y Moeve ofrecen descuentos

Mientras tanto, los principales operadores de gasolineras del país ya han anunciado descuentos para sus clientes que prolongarán más allá de este mes.

Los clientes que utilicen Waylet como medio de pago en las estaciones de servicio Repsol podrán seguir acumulando ahorros de hasta 45 céntimos de euro por litro hasta el 31 de octubre, mientras que los profesionales del transporte y autónomos que usen la tarjeta Solred continuarán disfrutando de un descuento mínimo de al menos 10 céntimos.

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En Moeve, desde el 15 de septiembre al 30 de noviembre, todos los usuarios de Moeve gow obtendrán 10 céntimos por litro de saldo en sus repostajes, el doble de lo habitual, y los miembros podrán acumular un ahorro de hasta 40 céntimos por litro de combustible. Los profesionales contarán con un descuento directo de 10 céntimos por litro de combustible durante el mismo periodo.

Medidas desde marzo

En marzo, entró en vigor un primer paquete de medidas para mitigar los efectos de la guerra que incluía una reducción del 21 al 10 % del IVA de los carburantes y la rebaja del impuesto de hidrocarburos hasta el mínimo permitido en la Unión Europea.

El Gobierno aprobó un segundo decreto ley que entró en vigor el 1 de julio del que desaparecía la rebaja del IVA, pero que mantenía una reducción del impuesto sobre hidrocarburos. Este impuesto se vio rebajado en 15 céntimos por litro en julio y a 10 céntimos en agosto, mientras que en septiembre tendría que haberse rebajado a 5 céntimos.

Sin embargo, los datos relativos al gasóleo en julio, cuando superó el umbral del 15%, hizo que en septiembre el descuento fiscal para el diésel regresase a 20 céntimos por litro en lugar de bajar a 5 céntimos, como sí ha ocurrido con la gasolina.

La crisis en Oriente Medio, marcada por el bloqueo del Estrecho de Ormuz y los continuos ataques a infraestructuras energéticas y rutas marítimas regionales, ha multiplicado por diez el coste de fletar un petrolero, que alcanza máximos históricos para trasladar el crudo a las diferentes refinerías del mundo.

El incremento se refleja de forma clara en los buques que recorren la ruta entre el Golfo Pérsico y Asia, cuyas tarifas se han elevado desde los promedios habituales de entre 50.000 y 120.000 dólares diarios hasta el récord de casi 1,2 millones de dólares al día en poco más de seis meses.

Antes del estallido del conflicto, el transporte marítimo representaba un coste de entre 3 y 6 dólares por barril, equivalente a un 4% del valor total entregado, mientras que en el punto álgido de la crisis el flete escaló a entre 11,50 y 26 dólares por barril, lo que supone entre el 14% y el 25% del coste final.

El origen de este encarecimiento se encuentra en las desviaciones masivas de rutas provocadas por el bloqueo en Ormuz, donde la actividad del transporte ha caído drásticamente al dejar atrapado al 10% de la flota mundial de grandes petroleros dentro del golfo Pérsico y mantener congelado un porcentaje idéntico en el exterior a la espera de tránsito.

De forma paralela, en el Mar Rojo, los continuos ataques con drones y misiles por parte de las fuerzas hutíes en el estrecho de Bab el-Mandeb han inhabilitado la principal vía alternativa a Ormuz.

El coste y el riesgo de fletar un petrolero

"El riesgo en torno a Ormuz y Bab el-Mandeb reduce el número de barcos dispuestos a operar en esas zonas y eleva las tarifas que ahora exigen los armadores y las compañías de seguros", señala a EFE el profesor de IEB Rafael Pampillón.

A ello se suman los daños sufridos por el oleoducto Este-Oeste de Arabia Saudí hacia el puerto de Yanbu, que han paralizado la posibilidad de derivar el crudo hacia los buques petroleros en el Mar Rojo.

Ante este escenario, los países asiáticos se han visto obligados a buscar suministros en regiones más alejadas, lo que eleva los costes y prolonga la duración de los viajes de 55 días a entre 80 y 110 días, reduciendo la capacidad efectiva de la flota global en más de un tercio.

En la logística marítima de hidrocarburos, los fletes se rigen por el concepto de toneladas-milla, un indicador según el cual el coste no depende solo del volumen de carga, sino del resultado de multiplicar ese volumen por la distancia recorrida.

Para suplir la falta de suministro desde Oriente Medio, las refinerías de Japón, Corea del Sur y China han desviado sus compras hacia mercados como Estados Unidos, Brasil o Guyana, lo que duplica con creces la distancia de la travesía tradicional desde el golfo Pérsico.

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De esta manera, reemplazar un barril de Oriente Medio por uno procedente de Estados Unidos exige más del doble de toneladas-milla de transporte marítimo para mover el mismo volumen de petróleo.

Por ello, transportar un cargamento de crudo desde el Golfo de Estados Unidos hasta Asia pasó a costar sumas globales de entre 30 y 52 millones de dólares por buque.

"El petróleo puede mantener su precio en origen y, sin embargo, encarecerse considerablemente al llegar a destino porque transportarlo cada vez cuesta más, mucho más", expone Pampillón.

Según señalan expertos, pese a que los futuros del Brent rozan los 110 dólares por barril, el precio de entrega de esos barriles supera los 131 dólares.

Las gasolineras de la marca IP en Italia, propiedad de la petrolera estatal azerí Socar, se sumarán a la iniciativa del grupo italiano Eni de aplicar en el país europeo un precio máximo al carburante para paliar así su encarecimiento.

El ministro de Exteriores italiano, Antonio Tajani, ha confirmado este domingo en sus redes que, además de Eni, también IP "aplicará límites al precio de los carburantes en todo el país", tal y como había solicitado al presidente de la azerí Socar, Rovshan Najaf.

"Ninguna imposición desde arriba, ningún impuesto nuevo a las empresas, solo una contribución voluntaria para ayudar a los ciudadanos italianos", escribió Tajani en la red social X.

El pasado viernes, la petrolera Eni, controlada por el Estado italiano, anunció que a partir de mañana lunes y a lo largo del mes -con posibilidad de extender la iniciativa a final de año- impondría un techo máximo al precio de sus combustibles.

En concreto, el litro de gasolina costará 1,99 euros y el de gasoil no podrá superar los 2,19 euros, alrededor de 17 céntimos menos respecto a los valores medios en el mercado nacional actual.

El precio del carburante en Italia e IP

El Gobierno de Giorgia Meloni, que para aliviar el encarecimiento del combustible ha reducido hasta el 5 de octubre sus impuestos indirectos, agradeció públicamente este "gesto loable".

Ahora a esta iniciativa se sumará la compañía Petroli (IP), comprada el pasado mayo por la estatal de Azerbaiyán, Socar, y que cuenta con 4.575 puntos de venta de carburantes en toda Italia.

El grupo petrolífero aplicará "un límite" en su red de gasolineras de la marca IP desde mañana pero de forma "progresiva" y su valor se decidirá en base a distintas "exigencias" para la supervivencia de la empresa, según un comunicado difundido por los medios.

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"De este modo la compañía estatal azerí se suma al llamamiento del Gobierno italiano de responder a las necesidades de familias y empresas que ya desde hace más de seis meses hacen frente a precios de carburantes extraordinariamente altos a causa de un contexto de fuerte inestabilidad geopolítica", reza la nota.

Este domingo los surtidores en las autovías italianas han alcanzado un nuevo pico: el litro de gasóleo costó una media de 2,45 euros, mientras que el de gasolina fue de 2,25 euros, según datos actualizados del Ministerio de Empresa.

En materia energética, el Gobierno italiano considera Azerbaiyán un socio clave -ambos países están unidos por el Gasoducto Trans Adriático- y al comienzo de la crisis por el cierre del Estrecho de Ormuz Meloni viajó al país caucásico para obtener más gas.

Las autoridades de Irak y Siria han acordado designar nuevas rutas para camiones cisterna de petróleo entre los dos países y ampliar uno de los cruces fronterizos para aumentar el tránsito de los mismos, ante las dificultades de Bagdad para exportar su crudo por el bloqueo del Estrecho de Ormuz.

La Autoridad de Puertos Fronterizos iraquí dijo en un comunicado que estas decisiones se tomaron en una reunión con su contraparte siria, en la que también acordaron "facilitar el paso de camiones de tránsito que cruzan la frontera" y mejorar "el intercambio electrónico de datos aduaneros" para agilizar todos los trámites.

Entre las medidas más destacadas se encuentra la de ampliar el paso fronterizo de Rabia, en el norte de Irak y conocido como Al Yarubiya en Siria, en 100 dunams -el equivalente a unos 250.000 metros cuadrados- con el objetivo de "dar cabida al gran número de camiones y cisternas y facilitar su paso".

Siria, Irak y Ormuz

En los últimos días, varios medios iraquíes han difundido imágenes de cientos de camiones cisterna atravesando el desierto del país árabe con dirección a Siria, una de las alternativas que ha encontrado Bagdad para desviar sus exportaciones de petróleo tras la crisis de Ormuz desatada tras el estallido de la guerra de Irán a finales de febrero.

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A principios de febrero, el Gobierno iraquí dijo que trata de "reorientar" sus exportaciones de crudo para evitar que pasen por regiones en conflicto y, en específico, el Estrecho de Ormuz, una estratégica vía marítima por donde se comercializaba entre el 80 y el 85% del petróleo iraquí antes de la guerra.

Según Bagdad, esta crisis ha provocado una caída de más de la mitad de sus exportaciones de crudo, que antes de la crisis se situaban en 3,4 millones de barriles diarios, y que son esenciales para mantener las arcas públicas de un país cuyos ingresos dependen en alrededor del 85% del petróleo.

La factura regulada del gas (Tarifa de Último Recurso - TUR) subirá más de un 50% a partir del próximo jueves, 1 de octubre, si el Gobierno no toma medidas antes en el decreto anticrisis que prevé aprobar el martes en el Consejo de Ministros.

En concreto, según cálculos de la Organización de Consumidores y Usuarios (OCU), la factura regulada del gas podría encarecerse un 54% a partir del jueves, lo que supondría un sobrecoste anual de unos 310 euros para un hogar medio con calefacción.

No obstante, firmas como el comparador energético Hello Watt estiman que el precio del gas en la TUR podría dispararse un 71,5% a partir del jueves, de forma que un hogar con calefacción de gas pagaría unos 222 euros entre octubre y diciembre, frente a los 149 euros del mismo periodo de 2025.

Por su parte, la OCU prevé que en la próxima revisión trimestral prevista para este 1 de octubre, el precio del consumo de gas para los hogares acogidos a la modalidad TUR 2 (con consumos anuales de entre 5.000 y 15.000 kilovatios hora) pasará de 4,12 a unos 6,95 céntimos por kWh, lo que representa un aumento cercano al 69% en el coste de la energía.

La TUR para los hogares

De este modo, para un hogar con calefacción de gas y un consumo anual de 9.000 kWh, el recibo pasará de unos 600 euros a alrededor de 910 euros al año.

Aunque el incremento del precio de la energía roza el 69%, la organización de consumidores avisa de que el impacto final en la factura será del 54% debido al peso del alquiler del contador, los impuestos y los costes fijos.

La OCU explica que la causa principal de este repunte radica en el sistema de cálculo de la tarifa regulada. Durante el último trimestre del año se incrementa el peso del denominado gas estacional, que pasa a representar casi el 47% del coste de aprovisionamiento. Como los futuros del gas cotizan actualmente en niveles elevados, el coste de la materia prima prácticamente se duplicará.

Asimismo, el próximo jueves arranca el nuevo año gasista con la revisión de peajes y cargos regulados, aunque su incidencia en la subida será limitada, según la OCU.

La fórmula con la que el Gobierno fija la tarifa regulada sólo tiene en cuenta el precio del gas en las revisiones de octubre y enero. En primavera y verano sólo mira el precio del petróleo, así que el encarecimiento del gas "ha permanecido invisible" en la tarifa regulada hasta ahora, según Hello Watt.

De este modo, este 1 de octubre, el precio al que se compra en los mercados internacionales el gas para los meses fríos entra en la fórmula por primera vez desde que empezó el conflicto en Oriente Próximo, y lo hace con un peso del 46,7% en el cálculo. Además, llega a más del doble de precio que hace un año: 78,9 euros por megavatio hora (MWh), frente a los 33 euros/MWh de octubre de 2025.

A ello se suman un petróleo más caro (una media de 99,4 dólares por barril de Brent en los últimos 6 meses) y un euro más débil (1,152 dólares por euro), que también encarece el gas.

Según el comparador energético, lo que más subiría en octubre es el coste del propio gas, que podría crecer hasta un 111,3%, frente al incremento del 22,6% de octubre de 2024 y el 25% de 2025. El resto del precio, lo que se paga por usar la red de gas, apenas cambia, y por eso el precio total del kilovatio hora (kWh) subiría hasta un 71,5%, de acuerdo con los cálculos de Hello Watt.

Así, el precio del kWh de gas (el término variable, sin impuestos ni parte fija) podría llegar a 7,07 céntimos para los hogares con calefacción de gas a partir del próximo jueves, por encima de los 6,75 de enero de 2023, el máximo histórico hasta ahora. Sin ningún tope legal, la de este octubre sería la mayor subida jamás aplicada a la TUR, según las estimaciones del comparador energético.

En este contexto, tanto la vicepresidenta segunda del Gobierno, Yolanda Díaz, como los sindicatos CCOO y UGT han pedido al Ministerio de Economía, Comercio y Empresa que recupere la llamada excepción ibérica, mecanismo que ya utilizó el Gobierno de España durante la crisis energética provocada por la guerra en Ucrania para limitar los precios del gas.

En concreto, España y Portugal aplicaron la excepción ibérica, con el respaldo de la Unión Europea, desde el 15 de junio de 2022 hasta el 31 de diciembre de 2023. Esta medida temporal, que ahora piden recuperar Díaz y los sindicatos, topó los precios del gas para abaratar la factura energética de los consumidores cuyas facturas estaban vinculadas directamente al precio diario del mercado mayorista de electricidad.

Así, con la excepción ibérica, aunque las centrales eléctricas compraban el gas a su precio real de mercado --que llegó a superar ampliamente los 100 y 200 euros por megavatio hora durante los peores meses de la crisis energética--, al ofertar su electricidad en la subasta mayorista estaban obligadas a calcular su precio como si el gas les hubiera costado únicamente el valor del tope vigente. La diferencia entre el precio real del mercado y ese tope se abonaba a las centrales a través de un recargo de compensación en las facturas.

Las eléctricas y la excepción ibérica

Aunque la última palabra la tendrá el Ministerio de Economía de Carlos Cuerpo, de momento el sector eléctrico ya ha mostrado su oposición a volver a aplicar en España la excepción ibérica alegando que la situación derivada del contexto geopolítico actual "es muy distinta" a la que se vivió al inicio de la guerra de Ucrania.

La Asociación de Empresas de Energía Eléctrica (Aelec), de la que forman parte Endesa, Iberdrola o EDP España, recordó hace unos días que este mecanismo temporal para topar los precios del gas "nació como una respuesta extraordinaria a una situación extraordinaria y bajo unas condiciones específicas establecidas por Europa".

A este respecto, esta patronal defiende que durante la aplicación del mecanismo, durante un año y medio entre 2022 y finales de 2023, se vivió "un shock abrupto e imprevisible", llegando el gas "a marcar el precio de la electricidad en alrededor del 75% de las horas", mientras que actualmente lo hace en menos del 15%.

"Precisamente por eso, a pesar de las tensiones en el gas, el mercado eléctrico está registrando precios mucho más competitivos. No tiene sentido responder a una crisis del gas interviniendo un mercado eléctrico que está funcionando y que es el que está amortiguando su impacto", señalan desde Aelec.

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En su opinión, recuperar la excepción ibérica supondría que una parte muy mayoritaria de los consumidores, los que están en el mercado libre y en gran medida a precio fijo, "asuman un mayor coste para reducir el precio de los consumidores directamente expuestos al mercado".

Es decir, Aelec entiende que se puede acabar subiendo el coste al 75% de los consumidores para reducirlo al 25% restante, por lo que esto debe tenerse en cuenta antes de planear una intervención en el mercado. A su juicio, lo que se debería hacer son adoptar medidas específicas y focalizadas para los consumidores afectados, pero preservando el funcionamiento del mercado eléctrico y la seguridad jurídica.

Revisar las ofertas

A pesar del encarecimiento previsto en la factura, la OCU aconseja a los usuarios no abandonar de forma precipitada la tarifa regulada. En su opinión, la TUR sigue ofreciendo precios más competitivos que el mercado libre, con ahorros de al menos el 22% frente a las mejores tarifas de precio fijo y de más del 40% respecto a numerosas ofertas comerciales.

No obstante, recomienda revisar las ofertas del mercado libre a partir de octubre, ya que algunas tarifas fijas podrían ganar competitividad si se confirma el alza de la TUR.

Para evaluarlas, aconseja analizar el precio del kWh, el término fijo, la duración del contrato y la existencia de servicios adicionales.

El Pleno del Congreso debatirá este martes, 29 de septiembre, una proposición no de ley del PSOE para aplicar un impuesto a nivel europeo a los beneficios extraordinarios que las energéticas están obteniendo por la subida de los precios de los combustibles que ha provocado el conflicto en Oriente Medio.

Esta propuesta ya la respaldaron el vicepresidente primero y ministro de Economía, Carlos Cuerpo, junto a sus homólogos de Alemania, Italia, Austria y Portugal mediante una carta que remitieron a la Comisión Europea para impulsar dicho tributo.

Ahora el PSOE se apoya en esa petición y la expone en una proposición no de ley con el objetivo de aliviar la carga sobre los consumidores y contribuyentes.

La propuesta pretende que los costes para Europa de la reciente crisis provocada "por la guerra ilegal de Estados Unidos e Israel contra Irán no recaigan exclusivamente sobre los consumidores y el erario público".

El impuesto a las energéticas

Según el Grupo Socialista, es "justo y razonable" que, si las grandes compañías energéticas obtienen beneficios extraordinarios debido a la fuerte alza de precios de los combustibles fósiles, tienen que contribuir "también de manera extraordinaria a paliar sus efectos".

Asimismo, el PSOE recuerda que el planteamiento no es nuevo y tras la invasión rusa a Ucrania en 2022, la UE puso en marcha una contribución temporal de solidaridad, al igual que lo hizo el Gobierno de España. "La situación actual presenta importantes paralelismos con la del año 2022, lo que justifica la adopción de una herramienta fiscal excepcional similar a la de entonces", sostiene el PSOE.

La propuesta advierte, eso sí, que el impuesto tiene que contar con un adecuado diseño de la base imponible, de manera que su puesta en marcha no implique una traslación a los precios, recayendo sobre la ciudadanía en lugar de sobre los beneficios extraordinarios de estas grandes compañías energéticas.

Además de esa iniciativa del PSOE, Sumar también se ha sumado a poner en cuestión los beneficios extraordinarios de las empresas energéticas con la crisis en Oriente Medio y ha lanzado una batería de preguntas parlamentarias al Ejecutivo.

Las subvenciones

En concreto, el diputado Félix Alonso ha alertado que según el gabinete económico de Comisiones Obreras con datos del Observatorio sobre Márgenes Empresariales el sector energético registra un nuevo "máximo" en su rentabilidad empresarial, auspiciado por los márgenes en el refino de petróleo, siendo responsable del 31% del incremento general de precios del observatorio de márgenes empresariales.

En la iniciativa, recogida por Europa Press, Alonso apunta que en el último decreto anticrisis se han mantenido ayudas al gasóleo profesional o rebajas al Impuesto sobre Hidrocarburos entre otras medidas, por lo que si efectivamente se han producido "comportamientos oportunistas" por parte de las empresas son "especialmente graves".

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Por ese motivo, Alonso Cantorné pregunta al Gobierno si atribuye las subidas de precio de carburante únicamente a factores geopolíticos debidos a la agresión de Estados Unidos e Israel a Irán o considera que efectivamente los agentes económicos estarían aprovechando la coyuntura para obtener beneficios extraordinarios.

El diputado también pide al Gobierno una valoración sobre los márgenes obtenidos por el sector energético en el refino de petróleo. A su vez, pregunta sobre las acciones que se piensan emprender en caso de que se confirmen ese comportamientos "oportunistas" y si estima solicitar un nuevo informe de recomendaciones a la CNMC sobre el mercado de carburantes y el comportamiento de las empresas.

Por último, el representante de Sumar pregunta al Gobierno si plantea reimpulsar un impuesto sobre los beneficios extraordinarios a las empresas energéticas como el que se impulsó en la pasada legislatura.

El Consejo de Ministros aprobará el martes, 29 de septiembre, el nuevo escudo anticrisis tras el recrudecimiento del conflicto bélico en Oriente Próximo, de cara a paliar la escalada de precios y la pérdida de poder adquisitivo de cara al otoño y el invierno.

Antes de que decaigan en octubre algunas de las medidas de apoyo a los sectores productivos que estaban incluidas en paquetes anteriores, el Gobierno prepara un nuevo decreto para proteger a los hogares y empresas de la subida de precios, especialmente energéticos, provocada por la guerra en Irán.

El Ejecutivo no ha detallado todavía el contenido concreto de la norma, aunque sí ha avanzado que prorrogará las ayudas al sector agroalimentario, incluida la compensación por los sobrecostes del gasóleo agrícola, previsiblemente hasta el 31 de diciembre.

Además, el Gobierno pretende mantener una perspectiva de medio y largo plazo, con medidas dirigidas a reducir la dependencia energética de España e impulsar la electrificación y la descarbonización de la economía.

El coste presupuestario de las medidas adoptadas hasta ahora asciende a 10.000 millones de euros, al sumar los dos decretos aprobados desde marzo y otras iniciativas estructurales, como la reducción progresiva y la posterior eliminación del impuesto sobre el valor de la producción eléctrica.

Hasta el 30 de septiembre, las medidas del Plan de Respuesta están vigentes según el calendario ya anunciado: la rebaja del impuesto sobre hidrocarburos aplicable al gasóleo se elevó a 20 céntimos por litro desde el pasado 1 de septiembre, mientras que la rebaja de la gasolina se mantiene en 5 céntimos por litro.

Hay que tener en cuenta que algunas medidas finalizan a finales de septiembre --fiscalidad a carburantes--, mientras que otras se mantienen el resto del año --como los descuentos extraordinarios del bono social eléctrico--.

De cara a la aprobación del nuevo decreto, el Gobierno ha mantenido reuniones con los agentes sociales --patronal y sindicatos--, además de con sectores como el agroalimentario, el industrial, el energético, la distribución o transportes, que son los más afectados por la escalada de precios.

La Excepción Ibérica

Diversos análisis de expertos, como el elaborado por la economista sénior en la Dirección de Coyuntura y Estadística de Funcas y profesora de la UNED, María Jesús Fernández Sánchez, advierten de que la extensión del conflicto hacia el estrecho de Bab el-Mandeb hace temer un agravamiento y una prolongación en el tiempo de los problemas de suministro.

Este escenario eleva el riesgo de una inflación energética más elevada y persistente, y, consecuentemente, de una extensión hacia todos los precios de la economía y hacia los salarios.

Seis meses después del inicio del conflicto, en agosto la presión de los precios de los carburantes ha vuelto a intensificarse: la inflación general se sitúa en el 4,3%, siete décimas por encima de julio, un repunte explicado por el aumento de los productos energéticos.

De cara a los próximos meses, centros de análisis como Funcas ya han advertido de que la tasa de inflación puede llegar al 4,9% en septiembre y mantenerse por encima del 4% en los meses siguientes, con una media anual del 3,6% este año y del 2,9% en 2027.

La factura de gas

Según los cálculos de la Organización de Consumidores y Usuarios (OCU), la factura regulada del gas (Tarifa de Último Recurso-TUR) subirá más de un 50% a partir del próximo jueves, 1 de octubre, si el Gobierno no toma medidas antes en el decreto anticrisis que prevé aprobar el martes en el Consejo de Ministros.

En concreto, la factura regulada del gas podría encarecerse un 54% a partir del jueves, lo que supondría un sobrecoste anual de unos 310 euros para un hogar medio con calefacción.

Aunque la última palabra la tendrá el Ministerio de Economía de Carlos Cuerpo, de momento el sector eléctrico ya ha mostrado su oposición a volver a aplicar en España la excepción ibérica, una medida que solicita tanto Sumar, socio de Gobierno, como los sindicatos.

Además, la vicepresidenta segunda y ministra de Trabajo y Economía Social, Yolanda Díaz, también ha pedido a Cuerpo gravar el refino o limitar los alquileres para paliar los efectos de la escalada de precios.

Todo esto, al tiempo que se intensifican las negociaciones entre socios de Gobierno y parlamentarios en torno al decreto de vivienda, de cara a poder aprobarlo también en el Consejo de Ministros del martes.

La revuelta política y social ante el desahucio de Maricarmen, la vecina madrileña de 87 años, ha intensificado las negociaciones para sacar adelante este decreto, aunque es un texto que aún se intenta cerrar tanto dentro del Gobierno como con el resto de formaciones, especialmente con Junts.

La subida de los tipos

En un escenario geopolítico como el actual, los mercados dan por descontado que el Banco Central Europeo, como autoridad monetaria, siga elevando los tipos de interés más de lo contemplado hasta el momento.

No obstante, la experta de Funcas ha explicado que hay ciertos factores que permitirán a la familias, en general, amortiguarlo, como el elevado nivel de partida de la tasa de ahorro o el hecho de que la mayoría de las hipotecas se firma, desde hace tiempo, a tipos fijos. Además, el porcentaje de la renta que dedican los hogares endeudados al pago de la deuda se encuentra en niveles históricamente muy bajos.

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De su lado, las empresas, en general, también disfrutan de margen de maniobra para afrontar mayores pagos, tras varios años de acumulación de excedentes financieros y de reducción de su deuda. No obstante, María Jesús Fernández ha advertido de que dichos excedentes se han generado "gracias" al mantenimiento de unos niveles preocupantemente reducidos de inversión, que, con tipos mayores, podrían contraerse aún más.

En cuanto al mercado inmobiliario, desde Funcas prevén que se frenarán las subidas de precios, pero también se reducirá la oferta, ya que las subidas de tipos encarecen la promoción de nuevas viviendas.

"En suma, lo que cabe esperar, de momento, es una desaceleración en el ritmo de crecimiento económico, no una recesión. Aunque, evidentemente, la situación será distinta si el conflicto se mantiene demasiado tiempo en los términos actuales", ha advertido la experta de Funcas.

Podemos defenderá esta semana en el Pleno del Congreso una iniciativa con la que pide impulsar un impuesto permanente sobre los beneficios extraordinarios de las grandes energéticas y petroleras que recaude todo el dinero 'extra' que han ganado desde el inicio de la guerra en Ucrania en 2022 y, al mismo tiempo, constituir una empresa pública en el sector.

Se trata de una moción consecuencia de una interpelación urgente que la formación morada dirigió en la anterior sesión plenaria al vicepresidente primero y ministro de Economía, Carlos Cuerpo, y que versó sobre la inflación y el alto coste de la vida.

Uno de los focos del debate fue el encarecimiento de la energía, que ha sido el principal factor inflacionista en las últimas semanas. Pese a que el Gobierno ha impulsado medidas de alivio para las familias con ayudas al litro de carburante, el partido integrado en el Grupo Mixto cree que es una respuesta "insuficiente".

"La reducción de la ayuda fiscal al combustible hasta situarla en apenas cinco céntimos por litro no puede presentarse como una respuesta suficiente ante un problema que afecta al conjunto del coste de la vida", ha remarcado Podemos en su moción, a la que ha accedido Europa Press.

Asimismo, Podemos alega que mientras que a las familias les cuesta más esfuerzo llegar a final de mes, las grandes empresas energéticas continúan registrando "beneficios extraordinarios". Como ejemplo, la formación expone que entre enero y junio, Iberdrola ganó 4.556 millones, Endesa ganó 1.470 millones, Naturgy otros 1.215 millones y Repsol 2.201 millones.

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A tenor de estas cifras, el partido de Irene Montero e Ione Belarra apostilla que si existen beneficios extraordinarios derivados de una situación extraordinaria, resulta "razonable" que exista también una contribución fiscal extraordinaria.

Impuesto permanente

Por todo ello, Podemos insta a establecer un impuesto permanente sobre los beneficios extraordinarios de las grandes empresas energéticas y petroleras, de forma que permita recuperar para las arcas públicas una cuantía equivalente a los beneficios extraordinarios obtenidos por estas empresas desde el inicio de la crisis energética de 2022.

Además de esa propuesta, la formación plantea establecer mecanismos de intervención y limitación de los precios de los carburantes y de la electricidad.

Por último, Podemos quiere que se impulsen las reformas normativas que sean necesarias para la constitución de una empresa pública de generación de energía, que garantice el control público sobre el sector energético en la integridad del proceso, desde la generación de la energía hasta que llegue a los consumidores.

La tecnología eólica marina flotante podría dar un nuevo paso en Australia. La compañía sueca SeaTwirl, especializada en aerogeneradores flotantes de eje vertical, ha firmado un memorando de entendimiento (MoU) por cinco años con la empresa australiana Hunter Floating Offshore Wind (HFlow) para estudiar el desarrollo de un proyecto demostrativo de hasta 20 MW en la zona eólica marina de Hunter, frente a la costa de Nueva Gales del Sur.

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El proyecto contempla la instalación de diez aerogeneradores flotantes de 2 MW cada uno, basados en la tecnología desarrollada por SeaTwirl. A diferencia de los aerogeneradores marinos convencionales, cuyas palas giran alrededor de un eje horizontal, los equipos de la compañía sueca utilizan un diseño de eje vertical.

Según SeaTwirl, esta configuración podría simplificar tanto la fabricación como la instalación y el mantenimiento de las turbinas, además de ofrecer ventajas para su utilización en entornos marinos.

Fundada en 2012, SeaTwirl todavía no ha desplegado un parque eólico a escala comercial. Sin embargo, la compañía cuenta con experiencia en proyectos demostrativos: desde 2015 opera un prototipo conectado a la red de 30 kW frente a las costas de Suecia y actualmente trabaja en la instalación de un nuevo demostrador de 1 MW en aguas de Noruega.

Hunter, un banco de pruebas para la eólica flotante

La iniciativa se desarrollaría en la zona eólica marina de Hunter, designada por el Gobierno australiano en julio de 2023. El área ocupa unos 1.854 kilómetros cuadrados, entre Norah Head, al sur, y Port Stephens, al norte, y presenta un potencial estimado de hasta 5 GW de capacidad eólica.

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La profundidad de sus aguas convierte a Hunter en un enclave especialmente relevante para la tecnología flotante, ya que permitiría explorar una alternativa a las cimentaciones fijas utilizadas en zonas marinas menos profundas.

Sin embargo, el desarrollo de la eólica flotante en esta región sufrió un revés el año pasado, cuando el único proyecto que había obtenido una licencia de viabilidad decidió retirarse.

Ante esta situación, el Gobierno australiano anunció la creación de licencias específicas para investigación y demostración, destinadas a facilitar que empresas, investigadores y desarrolladores puedan probar nuevas tecnologías eólicas marinas antes de afrontar proyectos comerciales de mayor escala.

El entonces ministro federal de Energía, Chris Bowen, señaló que estas autorizaciones podrían utilizarse tanto para instalar equipos de monitorización —como boyas destinadas a recopilar datos sobre las condiciones del emplazamiento— como para desarrollar proyectos piloto que permitan evaluar nuevas tecnologías antes de solicitar una licencia de viabilidad comercial.

Un proyecto pensado para reducir las barreras de entrada

En el proyecto anunciado por SeaTwirl y HFlow, esta última compañía asumiría buena parte de las tareas de desarrollo en Australia, incluyendo la tramitación de permisos, las relaciones con los grupos de interés, la financiación y la coordinación de las conexiones portuarias y eléctricas.

SeaTwirl, por su parte, aportaría la tecnología, el diseño de referencia y el apoyo de ingeniería.

Para Richard Finlay-Jones, director de desarrollo de HFlow, el sistema de SeaTwirl podría abrir la puerta a una eólica marina flotante más flexible y con menores necesidades de infraestructura.

La compañía australiana sostiene que el concepto podría favorecer también la creación de capacidad industrial local, al reducir la necesidad de realizar grandes inversiones en puertos especializados o disponer de buques de instalación de gran tamaño.

Uno de los principales objetivos del proyecto será precisamente demostrar que existe un camino viable entre una instalación experimental y futuros parques eólicos comerciales de mayor tamaño.

Una alternativa a los grandes buques y las infraestructuras especializadas

Para Johan Sandberg, consejero delegado de SeaTwirl, Australia representa un mercado especialmente interesante porque su industria eólica marina todavía está en una fase inicial.

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El directivo destaca que la infraestructura portuaria específica para la eólica marina aún no está plenamente desarrollada y que la flota nacional no dispone actualmente de los medios necesarios para instalar aerogeneradores marinos convencionales.

En este contexto, SeaTwirl considera que su diseño de eje vertical podría adaptarse mejor a las condiciones del mercado australiano. La empresa pretende demostrar que sus turbinas pueden fabricarse sin recurrir a grandes inversiones en instalaciones portuarias y desplegarse utilizando buques de menor tamaño.

El proyecto de Hunter se plantea así como un banco de pruebas para comprobar hasta qué punto este concepto puede superar algunas de las barreras que actualmente condicionan el desarrollo de la eólica flotante y, sobre todo, si puede convertirse en una vía hacia instalaciones comerciales de mayor escala.

¿Existe un centro de datos perfecto desde el punto de vista sostenible? Es posible. Un ejemplo de ello es Kraaken. Optimal Transit, la alianza de tecnología marítima de InMar Technologies y OptiFuel Systems, ha anunciado el Blue Economy VITAL 100 MW Kraaken™ , una segunda configuración de su plataforma tecnológica Kraaken™ que redirige una parte de la capacidad total de energía del buque, alejándola de las operaciones del centro de datos y dirigiéndola hacia el servicio público directo. Es decir, es capaz de suministrar electricidad de carga base y agua dulce, exportadas continuamente a tierra, a los ciudadanos.

El anuncio se basa en cómo la misma plataforma puede satisfacer una gama más amplia de necesidades de infraestructura crítica. La configuración VITAL de 100 MW conserva la misma arquitectura probada de doble casco de área de flotación pequeña (SWATH), con su excepcional estabilidad y sistema de amarre flexible, así como el motor autoalimentado patentado Digital Ocean Thermal (DOT) y componentes comerciales estándar con un largo historial operativo en entornos industriales y marítimos exigentes. Lo que cambia es cómo se distribuye la producción del buque: una mayor proporción se destina a suministrar electricidad de carga base continua y agua potable a tierra, mientras que una capacidad sustancial permanece disponible para operaciones seguras de IA y centros de datos.

“Cuando presentamos el Kraaken™ como plataforma de centro de datos, mostramos una embarcación autoalimentada y de cero emisiones diseñada para dedicar toda su capacidad al procesamiento informático”, afirmó Jeff Kline, presidente de InMar Technologies. “La configuración VITAL de 100 MW toma las mismas capacidades principales y plantea una pregunta diferente: ¿qué sucede cuando se dirige parte de esa producción directamente a una costa que carece de suministro eléctrico fiable o agua potable? La respuesta es una única embarcación capaz de abastecer el equivalente a una pequeña ciudad, de forma indefinida, desde alta mar y sin conexión a la red eléctrica existente”.

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Una instalación única

La plataforma Kraaken™ está diseñada en torno a un principio que Optimal Transit denomina arquitectura flexible para cada misión: el mismo casco estandarizado, la misma tecnología de motor autoalimentado y la misma infraestructura de amarre se pueden configurar para priorizar diferentes resultados en función de las necesidades del proyecto o gobierno anfitrión.

En su configuración de centro de datos, prácticamente toda la potencia neta de salida del buque alimenta las cargas de trabajo de computación de IA alojadas. En la configuración VITAL de 100 MW, la asignación cambia:

• Se exportan hasta 40 MW de electricidad de base limpia y continua directamente a tierra firme, suficiente para abastecer de forma fiable a aproximadamente 32.000 hogares, las 24 horas del día, los 7 días de la semana, sin necesidad de combustible.
• Mediante la desalinización por vacío se producen aproximadamente 30 millones de litros de agua dulce al día , cantidad suficiente para abastecer a unas 150.000 personas.
• Además, dispone de 60 MW de capacidad restante para albergar centros de datos con capacidad de procesamiento para inteligencia artificial, destinados a las necesidades empresariales y de infraestructura de las ciudades costeras.

Los tres servicios —electricidad, agua y capacidad de procesamiento— se transmiten a tierra mediante un sistema de conexión rápida. Si las condiciones lo requieren, la embarcación se desconecta y se traslada en cuestión de horas. Cuando las condiciones lo permiten, se vuelve a conectar.

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Salva vidas

Quizás la capacidad más destacada de la configuración VITAL 100 MW Kraaken™ sea lo que podría significar para las comunidades afectadas por desastres naturales o provocados por el hombre: escenarios en los que la energía y el agua potable no son una cuestión económica, sino una cuestión de supervivencia.

Consideremos lo que sucedió en Puerto Rico tras el paso del huracán María en septiembre de 2017. La tormenta dejó a los 3,3 millones de habitantes de Puerto Rico sin electricidad y provocó el apagón más prolongado en la historia de Estados Unidos: aproximadamente 11 meses (US GAO). En los seis meses posteriores al huracán, los puertorriqueños perdieron aproximadamente 3.900 millones de horas de acceso a la electricidad, de las cuales el 61% correspondió a las comunidades rurales, y algunas comunidades del interior permanecieron sin luz durante más de 120 días (NASA). Más de 200 000 personas abandonaron la isla, muchas de ellas debido a la prolongada falta de electricidad.

El generador VITAL Kraaken™ de 100 MW no habría revertido los daños causados ​​por la tormenta. Sin embargo, una o dos embarcaciones, preposicionadas o desplegadas a los pocos días de tocar tierra, podrían haber inyectado decenas de megavatios de energía de base y millones de galones de agua dulce directamente a la red eléctrica costera de Puerto Rico mediante un cable umbilical, independientemente de la infraestructura de transmisión terrestre dañada que hizo que la recuperación fuera tan lenta y catastrófica.

Desplazamiento

Una de las características más importantes desde el punto de vista comercial del VITAL 100 MW Kraaken™ es también la más intuitiva: a diferencia de una central eléctrica o una planta desalinizadora construida en tierra, puede desplazarse.

Cada embarcación se conecta a tierra mediante un sistema de amarre y cable umbilical de desconexión rápida de eficacia probada, utilizado en aplicaciones marítimas industriales durante más de 40 años. En caso de amenaza de tormenta, la embarcación se desconecta, se reposiciona y se vuelve a conectar cuando las condiciones mejoran, sin que ello afecte al valor del activo subyacente. Si las condiciones políticas o normativas cambian, la embarcación puede trasladarse a un emplazamiento o jurisdicción completamente diferente. Una vez completada la misión inicial —por ejemplo, ayuda humanitaria en una isla devastada por una tormenta—, la misma embarcación puede desplegarse para el siguiente proyecto.

Una plataforma diseñada para escalar

Un único VITAL 100 MW Kraaken™ está diseñado para funcionar como un nodo de servicios públicos independiente. Sin embargo, la arquitectura de Optimal Transit prevé explícitamente despliegues con múltiples embarcaciones. Cinco embarcaciones ubicadas en una única zona marítima de dos millas (una configuración que la empresa denomina «Parque de Energía Soberana») suministrarían aproximadamente 200 MW de energía base, 40 millones de galones de agua dulce al día y 300 MW de capacidad de procesamiento para centros de datos. Sin necesidad de terreno ni combustible, este conjunto compacto de activos marítimos podría satisfacer las necesidades de infraestructura de una gran área metropolitana, un segmento de la red eléctrica nacional o una gran zona industrial.

El 28 de agosto de 2026, Cheniere Energy, Inc. completó el proyecto Corpus Christi Liquefaction Stage 3 (CCL Stage 3), en Texas, tras asumir la custodia y el control del séptimo y último tren de licuefacción de gas natural licuado (GNL) incluido en el proyecto.

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CCL Stage 3, que comenzó a producir GNL en diciembre de 2024, forma parte del complejo de mayor tamaño Corpus Christi LNG Terminal, situado en el condado de San Patricio, Texas. La ampliación eleva la capacidad nominal total de la instalación a 3.100 millones de pies cúbicos diarios (Bcf/d), con una capacidad máxima de 3.900 millones de pies cúbicos diarios.

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El proyecto consta de siete trenes de licuefacción de escala intermedia, con una capacidad nominal conjunta de 1.300 millones de pies cúbicos diarios y una capacidad máxima de 1.500 millones de pies cúbicos diarios. La producción ha ido aumentando de forma gradual a medida que los seis trenes anteriores del proyecto han sido completados y puestos en operación.

Además, otro proyecto, Corpus Christi Liquefaction Midscale, se encuentra actualmente en construcción. La instalación, ubicada junto al complejo existente, contempla dos trenes adicionales que aportarán 400 millones de pies cúbicos diarios de capacidad nominal —500 millones en capacidad máxima— y cuya entrada en operación está prevista para 2028.

ONYX Insight, proveedor líder de analítica predictiva para la industria eólica mundial, ha anunciado el lanzamiento de ONYX Cortex, una nueva plataforma que combina inteligencia artificial basada en modelos físicos con datos reales para mejorar sustancialmente la disponibilidad de los aerogeneradores, reducir los tiempos de inactividad y maximizar el rendimiento de los activos. La plataforma se presenta por primera vez en WindEnergy Hamburg 2026.

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Al conectar en un mismo entorno la monitorización de condiciones, la analítica de rendimiento y los flujos de trabajo de mantenimiento, ONYX Cortex convierte cada alarma en una decisión optimizada desde el punto de vista de los ingresos, vinculando el estado del activo con sus resultados comerciales.

El lanzamiento se produce en un contexto marcado por el envejecimiento de las flotas, el aumento de los costes de mantenimiento y la presión para maximizar la producción, factores que hacen cada vez más necesario conectar el estado de los activos, su rendimiento y la toma de decisiones comerciales.

La interoperabilidad, elemento central

La interoperabilidad es un elemento central del funcionamiento de ONYX Cortex. La plataforma integra datos procedentes de sistemas SCADA y de monitorización de condiciones (CMS), tanto de ONYX como de terceros, ofreciendo a los responsables de la toma de decisiones una visión completa del estado del aerogenerador y de su potencial de generación de ingresos. Los operadores pueden acceder a esta información y trabajar con ella a través de la plataforma web, la aplicación móvil, un servidor MCP (Model Context Protocol) o un sistema CMMS. Las capacidades API de Cortex permiten además una integración fluida con los sistemas EAM y ERP existentes de los clientes, incorporando directamente los análisis predictivos a sus flujos de trabajo operativos.

La plataforma se basa en fleetMONITOR™, la solución de monitorización de condiciones de ONYX Insight, que ya ha demostrado su eficacia en más de 32.000 aerogeneradores en todo el mundo. Cortex amplía esta experiencia para ofrecer una visión integral del aerogenerador, reduciendo el número de pasos necesarios entre la detección de una alarma y la toma de una decisión.

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Cortex será la primera plataforma en centralizar la monitorización de todo el aerogenerador, incluidos el tren de transmisión, las palas, las raíces de las palas, la torre y la cimentación, proporcionando a los operadores una visión unificada del estado del activo. La solución también responde a la creciente apuesta del sector por modelos de operación propios e híbridos, al proporcionar a los equipos internos datos homogéneos en flotas mixtas y facilitar la coordinación entre los departamentos de ingeniería, operaciones y mantenimiento.

IA basada en modelos físcos

La IA basada en modelos físicos es uno de los elementos diferenciadores de ONYX Cortex. En lugar de depender exclusivamente de modelos estadísticos, la plataforma se sustenta en modelos de ingeniería alimentados por más de 15 años de datos operativos procedentes de lo que ONYX Insight considera el mayor lago de datos de fiabilidad del sector: más de 50.000 eventos de fallo documentados, más de 140.000 años-turbina de historial operativo y datos correspondientes a más de 180 plataformas de más de 25 fabricantes de equipos originales (OEM).

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Esta base de datos permite a la IA identificar problemas en desarrollo y generar recomendaciones claras, reduciendo hasta un 95 % las falsas alarmas.

Los primeros modelos apuntan al impacto comercial de ONYX Cortex. Su funcionalidad OPTIMISE sopesa la vida útil restante de un activo frente a factores como los ingresos, los gastos operativos (OPEX), la disponibilidad de piezas, personal y equipos. En el caso de aerogeneradores con problemas conocidos que, de otro modo, podrían ser sometidos de forma conservadora a una reducción de potencia o quedar fuera de servicio, OPTIMISE puede recuperar entre un 2 % y un 20 % de su potencial de ingresos mediante la programación de la producción en los periodos de mayor valor del mercado, sin incrementar el riesgo de un fallo catastrófico ni limitar su capacidad para responder a las necesidades de flexibilidad de la red.

La tecnología de ONYX Insight ya cuenta con la confianza de ocho de los diez mayores operadores eólicos del mundo fuera de China. Su funcionalidad MANAGE ha demostrado mejorar la trazabilidad de las operaciones y la eficiencia de los informes de campo, además de reducir hasta un 70 % las paradas no planificadas. En el caso de uno de los principales operadores del sector, esto se tradujo en un ahorro superior a 38 millones de dólares durante cuatro años.

Rendimiento operativo

Alexis Grenon, CEO de ONYX Insight, afirmó: “La economía de la energía eólica está cada vez más determinada por el rendimiento operativo. Cada hora de inactividad, cada intervención innecesaria y cada oportunidad perdida de prolongar la vida útil de un activo tienen un impacto comercial medible y, a menudo, considerable. Convertir ese potencial en ingresos requiere alinear equipos y datos para que los operadores dispongan de información fiable sobre la que puedan actuar con confianza”.

“ONYX Cortex ha sido desarrollado precisamente para eso: inteligencia artificial basada en modelos físicos, respaldada por datos reales a una escala sin precedentes, que conecta el estado de los activos, el rendimiento y los flujos de trabajo para convertir cada alarma en una decisión optimizada desde el punto de vista de los ingresos. Nuestro objetivo es sencillo: proporcionar a propietarios y operadores una visión más clara, mayor confianza y mejores resultados durante todo el ciclo de vida operativo».

ONYX Cortex se presentará por primera vez en WindEnergy Hamburg, donde ONYX Insight mostrará cómo la plataforma ayuda a propietarios y operadores a simplificar las operaciones, mejorar la fiabilidad y optimizar el rendimiento de sus carteras eólicas en todo el mundo.

Francia, Alemania y Polonia deberían aprovechar los meses que quedan antes de las elecciones nacionales del próximo año para avanzar en reformas cruciales de la política energética y climática a escala de la Unión Europea, afirmó la ONG Germanwatch.

Seguir avanzando

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"Los gobiernos del [Triángulo de Weimar Verde] deberían actuar ahora, mientras todavía tienen margen de maniobra antes de las elecciones, para marcar el rumbo y garantizar que la política climática de la UE siga avanzando en la dirección prevista", señaló Sylwia Andralojc-Bodych, responsable de política climática de la UE en Germanwatch. Los ministros de Medio Ambiente de los tres países, cuya alianza regional se conoce como Triángulo de Weimar, se reunirán de nuevo el próximo 29 de septiembre.

Dado que los tres países son responsables de casi la mitad de las emisiones de la UE y representan también una parte importante de su población, "Francia, Alemania y Polonia comparten la responsabilidad de liderar una transición resiliente y justa hacia la neutralidad climática", afirmó Germanwatch en un informe.

La Unión Europea ha comenzado a reformar su marco de políticas climáticas y energéticas en línea con el nuevo objetivo climático para 2040, con la reforma del Régimen de Comercio de Derechos de Emisión de la UE (EU ETS) como uno de sus ejes centrales. Al mismo tiempo, los Estados miembros negocian el próximo presupuesto plurianual. Los próximos meses estarán marcados por negociaciones complejas entre los Gobiernos nacionales y el Parlamento Europeo sobre la manera de alcanzar los futuros objetivos climáticos.

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La situación se complica aún más por las próximas elecciones nacionales en Estados miembros clave como Francia, Polonia, Italia y España. En estos países, los partidos críticos con la UE y con una transición energética y climática ambiciosa están aumentando la presión sobre los Gobiernos en el poder. Las elecciones podrían convertirse en una prueba decisiva para la capacidad de resistencia de la UE, escribió Stefan Lehne, investigador sénior de Carnegie Europe.

Germanwatch instó a los Gobiernos del Triángulo de Weimar a garantizar que la UE siga estableciendo objetivos nacionales de reducción de emisiones. Estos objetivos se aplican actualmente a sectores que hasta ahora no están cubiertos por el comercio de derechos de emisión, como el transporte, los edificios y la agricultura.

Garantizar unos precios del carbono previsibles

La organización también reclamó que la actual reforma del régimen de comercio de emisiones garantice unos precios del carbono previsibles, de modo que las empresas tengan la confianza necesaria para invertir en electrificación, hidrógeno y mejoras de eficiencia energética. El límite máximo de emisiones debería reducirse al ritmo establecido por la legislación vigente hasta 2035, en lugar de seguir las propuestas de la Comisión Europea para flexibilizar el sistema.

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Asimismo, los tres países deberían coordinar una posición común sobre el uso de los ingresos procedentes del régimen de comercio de emisiones, «para evitar que estos fondos sean absorbidos por los presupuestos generales y garantizar que sigan destinados a objetivos climáticos e industriales».

Un día después de asumir el cargo, en mayo de 2025, el canciller alemán Friedrich Merz visitó Francia y Polonia. Durante esas visitas abogó por relanzar las relaciones entre los tres países y por una mayor integración en materia de inversiones, seguridad, energía y exploración espacial.

La inteligencia artificial comienza a abrirse camino en la supervisión de los reactores nucleares de nueva generación con una aplicación destinada a anticiparse a uno de los problemas que puede comprometer su funcionamiento: las obstrucciones en los intercambiadores de calor. Investigadores del Laboratorio Nacional Argonne del Departamento de Energía de Estados Unidos (DOE) han desarrollado un sistema que combina sensores de fibra óptica e inteligencia artificial para detectar, localizar y evaluar en tiempo real posibles bloqueos en los canales internos de estos equipos.

La tecnología ha sido diseñada para los reactores refrigerados por sales fundidas, conocidos como MSCR, una de las tecnologías nucleares avanzadas que todavía se encuentran en fase de desarrollo. El objetivo es identificar anomalías antes de que evolucionen hasta convertirse en un fallo del intercambiador y obliguen a detener de forma no planificada el reactor, con el consiguiente impacto sobre su disponibilidad y sus costes de operación y mantenimiento.

Un sistema para vigilar miles de canales

Los intercambiadores de calor desempeñan una función esencial en estos sistemas, ya que permiten extraer el calor generado en el núcleo del reactor y transferirlo a otro fluido que posteriormente puede utilizarse para producir vapor y accionar una turbina eléctrica. En los reactores refrigerados por sales fundidas, el refrigerante circula a temperaturas muy elevadas, lo que añade nuevos desafíos a la hora de garantizar un funcionamiento estable y fiable.

El equipo de Argonne ha planteado un intercambiador de calor de tipo matriz equipado con un sistema de monitorización integrado, compuesto por sensores y herramientas de inteligencia artificial. Cada uno de estos intercambiadores puede incorporar entre 2.000 y 4.000 pequeños tubos o canales por los que circula el fluido, una cifra que puede ser todavía mayor en equipos de mayores dimensiones.

El principal riesgo aparece cuando la sal utilizada como refrigerante se aproxima a su punto de congelación, situado en torno a los 500 grados centígrados. En esas condiciones puede comenzar a solidificarse y obstruir parcial o completamente alguno de los canales. El bloqueo reduce el flujo del refrigerante y la eficiencia del intercambiador y, si no se detecta a tiempo, puede terminar afectando al funcionamiento del conjunto del reactor.

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El problema es que los sistemas convencionales de monitorización no permiten observar directamente qué ocurre en cada uno de esos canales. Habitualmente, los intercambiadores controlan parámetros como la temperatura y el caudal en los puntos de entrada y salida, pero no disponen de información detallada sobre el comportamiento interno de cada canal. Una anomalía incipiente puede así pasar inadvertida hasta que sus efectos sobre el funcionamiento general del sistema sean suficientemente importantes.

La propuesta de Argonne pretende cubrir precisamente ese vacío mediante sensores distribuidos de fibra óptica capaces de recopilar grandes cantidades de información sobre la temperatura dentro del intercambiador. Los sensores se instalarían sobre las estructuras mecánicas de soporte del equipo, sin necesidad de penetrar en las paredes de los canales por los que circula la sal.

Esta configuración permitiría obtener información de alta resolución sin interferir directamente en la circulación del refrigerante. Además, al no requerir penetraciones a través de las paredes del intercambiador, la instrumentación podría facilitar el proceso de evaluación y eventual aprobación regulatoria del diseño.

Una IA que también explica sus decisiones

La inteligencia artificial se encargaría de analizar en tiempo real los datos obtenidos por los sensores para identificar patrones de temperatura anómalos. Una desviación respecto al comportamiento esperado podría indicar que uno de los canales está parcial o completamente bloqueado.

El sistema no se limitaría a activar una alarma, sino que estaría diseñado para localizar el canal afectado y determinar la gravedad de la anomalía. "Si uno de esos canales se obstruye, ya sea parcial o completamente, queremos poder detectarlo, localizarlo y determinar su gravedad", explica Alex Heifetz, ingeniero eléctrico principal de Argonne.

Uno de los elementos diferenciales de la propuesta es el uso de inteligencia artificial explicable. El sistema proporcionaría al operador información sobre el motivo por el que ha generado una alerta, la naturaleza del problema y los factores que han llevado al algoritmo a tomar esa decisión. De esta forma, la IA no actuaría como una herramienta de diagnóstico opaca, sino como un apoyo para que los operadores puedan interpretar sus resultados y tomar decisiones con mayor información.

Esta capacidad resulta especialmente relevante porque las anomalías pueden ser muy difíciles de distinguir de las condiciones normales de operación. El análisis simultáneo de miles de datos de temperatura puede revelar patrones que resultarían difíciles de identificar mediante una inspección manual.

"Uno de los mayores desafíos de estos sistemas es detectar fallos cuando los datos parecen casi idénticos a los del funcionamiento normal", señala Konstantinos Prantikos, investigador de la Universidad Purdue, investigador visitante en Argonne. El sistema, añade, puede identificar patrones apenas distinguibles dentro de grandes volúmenes de datos y explicar al mismo tiempo por qué ha llegado a una determinada conclusión.

Detectar el fallo antes de que obligue a parar el reactor

La detección anticipada tendría además un impacto directo sobre los costes y la disponibilidad de las futuras centrales. Un intercambiador de calor que falle por completo puede requerir una reparación o sustitución que obligue a realizar una parada no programada del reactor. En cambio, identificar una obstrucción en una fase temprana permitiría a los operadores preparar una intervención antes de que el problema evolucione hacia un fallo generalizado.

"Reparar o sustituir un intercambiador de calor averiado es un procedimiento costoso que probablemente obligará a una parada no planificada del reactor", apunta Heifetz.

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La cuestión adquiere especial importancia en los reactores refrigerados por sales fundidas debido a sus condiciones de funcionamiento. Estos diseños operan a temperaturas considerablemente superiores a las de los reactores tradicionales de agua a presión y utilizan sales cuyo punto de congelación se sitúa alrededor de los 500 grados. La capacidad de detectar anticipadamente cualquier alteración en la circulación del refrigerante constituye, por tanto, uno de los retos que deberán resolverse antes de que esta tecnología pueda alcanzar una implantación comercial a gran escala.

Una nueva capa de supervisión para los reactores avanzados

El proyecto cuenta con el apoyo de la Advanced Research Projects Agency-Energy (ARPA-E) del Departamento de Energía estadounidense y se enmarca en los esfuerzos por desarrollar herramientas de supervisión adaptadas a los reactores nucleares avanzados. La propuesta también tiene en cuenta los requisitos de inspección establecidos por la Comisión Reguladora Nuclear de Estados Unidos para los componentes relacionados con la seguridad de las centrales.

Más allá de la detección de obstrucciones, el planteamiento abre la puerta a una supervisión mucho más detallada del estado de los componentes internos de los futuros reactores. Frente a los sistemas convencionales, que ofrecen una visión principalmente global del comportamiento del intercambiador, la combinación de sensores distribuidos e inteligencia artificial permitiría disponer de información prácticamente en tiempo real sobre el estado de cada canal.

El objetivo es avanzar hacia un mantenimiento basado en el estado real de los equipos y reducir las interrupciones inesperadas. En el caso de los MSCR, concebidos para operar durante largos periodos —de hasta una década antes de requerir una nueva carga de combustible, según el planteamiento de estos diseños—, mantener la disponibilidad de los componentes críticos resulta especialmente relevante.

La incorporación de inteligencia artificial no sustituiría a los sistemas de seguridad convencionales, sino que añadiría una nueva capa de vigilancia capaz de procesar de forma continua grandes cantidades de información. "La IA siempre está vigilando. No duerme", resume Prantikos.

El Gobierno Vasco ha remitido a la Comisión Europea (CE) una propuesta para que los operadores y usuarios no europeos de los centros de datos contribuyan más a los costes de inversión de la red eléctrica mediante un cargo adicional por la electricidad que consumen.

El Departamento de Industria, Transición Energética y Sostenibilidad ha explicado, en un comunicado, que el ejecutivo autonómico está "preocupado" por el impacto de los centros de datos en la factura eléctrica de la industria y las familias vascas.

A su juicio, su actividad impacta en la factura eléctrica porque incrementa la demanda, lo que puede derivar en una subida del precio y porque dicho incremento de demanda requiere de inversiones adicionales en redes, que también acaban repercutiendo en la factura final.

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Por este motivo, el Gobierno Vasco ha presentado alegaciones al real decreto del ministerio, orientadas a que la demanda adicional de electricidad de los centros de datos sea equilibrada con nueva generación de energías renovables.

Además, este viernes ha remitido una carta a la Comisión Europea para trasladar una propuesta para que la factura de las inversiones en redes para los nuevos centros de datos "sea pagada más justamente".

"Concretamente pedimos que los operadores y usuarios no europeos de los centros de datos paguen un peaje o cargo adicional por su consumo eléctrico", ha señalado el Departamento de Industria.

El precio del barril de Brent para entrega en noviembre cayó este viernes un 2,06% hasta situarse en los 104,32 dólares al cierre de la sesión en el mercado de futuros de Londres ante un moderado optimismo por unas posibles conversaciones entre EEUU e Irán.

El crudo del mar del Norte, de referencia en Europa, perdió 2,28 dólares en el Intercontinental Exchange (ICE) londinense, en comparación al precio de liquidación de la sesión anterior, cuando registró 106,60 dólares.

El 'oro negro' había vivido una semana de tendencia alcista, hasta acumular una subida del 6 % hasta ayer jueves, impulsada por la falta de avances diplomáticos entre Estados Unidos e Irán durante la Asamblea General de Naciones Unidas en Nueva York, así como por el recrudecimiento de los ataques de los hutíes del Yemen contra Arabia Saudí.

Sin embargo, el crudo de brent inició hoy una desescalada, tras conocerse que Irán había propuesto a Washington un plan de siete días para cesar las hostilidades, reabrir el Estrecho de Ormuz e iniciar conversaciones sobre el programa nuclear.

El petróleo intermedio de Texas (WTI, por sus siglas en inglés) bajó este viernes un 2,33%, hasta 92,41 dólares el barril, ante los esfuerzos diplomáticos entre Estados Unidos e Irán para finalizar el conflicto en Oriente Medio.

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

En el conjunto de la semana, el Texas pierde en torno al 7% de valor.

El Brent y la geopolítica

Abás Araqchí, ministro de Asuntos Exteriores iraní, dijo en declaraciones a los periodistas durante su viaje a la Asamblea General de las Naciones Unidas que la propuesta refleja fielmente los compromisos establecidos en un memorando de entendimiento acordado entre Estados Unidos e Irán en junio, pero que se desmoronó rápidamente, informa este viernes The New York Times.

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El precio del crudo comenzó a mostrar los retrocesos después de conocerse hoy que las negociaciones entre Irán y Estados Unidos habrían pasado de los contactos diplomáticos iniciales a una fase técnica más detallada, y que fuentes en Teherán describen el ambiente como cada vez más positivo, según informó Norddine Dgheir, jefe de la oficina de Al Jazeera en Teherán.

Además, el presidente de Irán, Masoud Pezeshkian, aseguró que Irán sigue dispuesto a alcanzar un acuerdo con Estados Unidos, a quien acusó de impulsar una guerra de casi siete meses y de bloquear la diplomacia.

Durante su ponencia, el presidente de Estados Unidos, Donald Trump, amenazó a Irán con la "aniquilación" si no llegaba a un acuerdo, mientras que Pezeshkian dijo a los líderes mundiales que su país no se dejaría intimidar.

La empresa fotovoltaica Soltec ha caído un 7, 45% en Bolsa este viernes después de presentar la víspera, tras el cierre del mercado, sus resultados del primer semestre, periodo en el que perdió 28,2 millones de euros, un 29% más que en la primera mitad de 2025.

Soltec fue la compañía que más ha cedido del mercado continuo español con esa bajada del 7,45%, que llevó a sus títulos a cerrar en 0,745 euros por acción.

En el acumulado del año, la compañía pierde en el mercado de renta variable un 20,3%.

Los datos de Soltec

En un comunicado remitido a la Comisión Nacional del Mercado de Valores (CNMV), informó de sus resultados entre enero y junio, en los que se reflejan que sus ventas consolidadas ascendieron a 9,7 millones de euros, generadas principalmente por el negocio core de Soltec, el segmento de seguidores solares con un total de 7,3 millones de euros.

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La compañía ha atribuido buena parte de sus pérdidas a deterioros contables del perímetro de energía, sin salida de caja, asociados a proyectos en desarrollo y a participaciones en sociedades vehículo vinculadas a dichos proyectos.

Soltec ha precisado que los resultados del primer semestre todavía reflejan el impacto de la limitada actividad comercial de 2024 y 2025, ejercicios en los que la falta de avales y la restructuración financiera, que se cerró finalmente en diciembre de 2025, restringieron la capacidad de la empresa para poder licitar e incorporar nuevos proyectos a su cartera.

La petrolera italiana Eni ha anunciado que aplicará un precio máximo a la gasolina y al gasóleo que vende en las carreteras de Italia, por debajo de la media actual del mercado, por "solidaridad" ante el encarecimiento de los carburantes.

La compañía, controlada por el Estado italiano, aplicará un precio máximo de 1,99 euros por cada litro de gasolina y de 2,19 euros por cada litro de gasóleo, alrededor de 17 céntimos menos respecto a los valores medios actuales en las gasolineras del país.

La medida estará vigente durante 30 días a partir del 28 de septiembre aunque Eni no excluye su extensión hasta final de año, lo que dependerá "de la evolución del mercado y del suministro".

El Gobierno de Giorgia Meloni ha agradecido públicamente con un comunicado esta iniciativa.

El gesto de Eni

"Es un loable gesto de atención con Italia que va en la dirección deseada de aliviar los precios del carburante que, a causa del difícil contexto internacional, está perjudicando a las familias italianas", se lee en la nota.

El descuento llega un día antes de que empiece a reducirse una rebaja de los impuestos indirectos en el carburante decidida por el Ejecutivo para paliar su encarecimiento, una medida que ha sido prorrogada hasta el 5 de octubre.

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Eni pretende así "realizar una nueva contribución solidaria al país, a los consumidores y a sus propios clientes" en un contexto en el que el precio de los carburantes, subraya, ha alcanzado "niveles extremadamente elevados para las familias y empresas italianas".

Esto se debe "a la contracción de la oferta de productos refinados en el mercado internacional derivada de las actuales crisis geopolíticas" pero también a la "falta de capacidad de refinación a nivel europeo" tras el cierre de 30 refinerías en los últimos quince años, según denunció esta petrolera.

Este viernes, en la red de autovías de Italia, el litro de diésel cuesta de media 2,42 euros mientras que el de gasolina se sitúa en los 2,24 euros, según datos actualizados del Ministerio de Empresa.

El Ministerio de Minas y Energía de Colombia ha anunciado un racionamiento del suministro de gas natural, una "medida preventiva y temporal" tras una avería en la única planta de regasificación del país.

"La demanda esencial tendrá la máxima prioridad", aseguró el Ministerio en un comunicado, que cita "hogares, hospitales, colegios, transporte masivo" entre los usuarios incluidos en esta categoría.

Luego se atenderá la generación térmica, "las industrias necesarias para garantizar el abastecimiento de las refinerías" y, por último, "los demás usuarios con contratos vigentes", según la disponibilidad.

"Debido a una condición técnica presentada en la infraestructura de regasificación de SPEC LNG, se ha declarado un racionamiento programado de gas natural, ante la reducción temporal de la capacidad de entrega de gas importado", explicó la nota.

La SPEC LNG es la única terminal de regasificación de gas natural licuado (GNL) de Colombia y está situada en Cartagena (norte), aunque otra empezará a operar en noviembre en la costa del Pacífico.

Colombia y el racionamiento del gas natural

Su papel es clave en la seguridad energética del país ya que actualmente alrededor del 30% del gas que se consume en Colombia proviene del extranjero y debe pasar por esta planta.

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SPEC LNG informó que las tareas de reparación llevarán siete días, hasta el 1 de octubre, y que mientras tanto la infraestructura reducirá su capacidad a 400 millones de pies cúbicos al día.

El Ministerio agregó que en el momento en que se supere la falla "y se restablezcan las condiciones necesarias para recuperar la capacidad de entrega de gas importado", se levantará el racionamiento, que en principio tiene alcance nacional.

Igualmente señaló que mantiene un "seguimiento permanente a la situación" y se comprometió a difundir "las instrucciones adicionales que sean necesarias para garantizar la adecuada aplicación de las medidas y la continuidad del servicio".

La conselleira de Economía e Industria, María Jesús Lorenzana, ha pedido a Alcoa que ponga fecha y presente cuanto antes un calendario claro con los plazos en los que se va a desarrollar la construcción del horno de cocción de ánodos en el complejo industrial de San Cibrao, en el municipio de Cervo (Lugo).

La conselleira ha mentenido una reunión este viernes con el director de Operaciones de Alcoa en España, Álvaro Dorado, en la Oficina Económica de Galicia en Madrid, para tratar la situación de la factoría de A Mariña lucense.

La conselleira ha trasladado a la compañía el carácter "estratégico" que tiene el horno de cocción para que la planta pueda seguir funcionando y produciendo aluminio. Remarca que Alcoa tiene otorgada una inversión de 40 millones de euros del Perte de Descarbonización para cofinanciar su construcción y que la empresa le ha trasladado que "acepta" esta subvención, por lo que tendrá cinco años para llevar a cabo la inversión y espera que "próximamente se confirme".

Los trabajos de Alcoa

Por lo tanto, Lorenzana considera que "la empresa tiene que ponerse a trabajar en esta infraestructura cuanto antes".

En la reunión, también se abordó la situación de los parques eólicos de tramitación estatal que suministrarán energía al complejo de San Cibrao, dado que el Gobierno sigue sin convocar sus respectivos permisos de acceso y conexión después de que caducasen.

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Sobre este extremo, Lorenzana expone que Alcoa está "muy preocupada por los precios energéticos", por lo que cree necesario que el Gobierno central "mantengan subvenciones relativas a derechos de emisión". Asimismo, reclama estatuto para industrias electrointensivas para la "viabilidad" a medio y largo plazo.

Por su parte, fuentes de Alcoa indican a Europa Press que esta reunión de trabajo forma "parte del diálogo y trabajo continuo" con las administraciones públicas, los empleados y otros grupos de interés "para identificar la vía más sostenible para el futuro de las operaciones en San Cibrao".

La petrolera estatal brasileña Petrobras ha recibido 2.300 millones de reales (388,2 millones de euros) procedentes del Gobierno federal con motivo de su adhesión al programa de subvenciones a la venta de gasóleo.

La firma de hidrocarburos ha explicado en una nota de prensa que el monto se ha abonado en un único tramo por el periodo transcurrido entre el 16 y el 31 de julio.

Petrobras, participada al 35,45% por el Estado brasileño, ha precisado que ya se ha embolsado una remuneración total de 12.200 millones de reales (2.059 millones de euros) desde el lanzamiento del plan.

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En sus últimos resultados empresariales, Petrobras obtuvo un beneficio de 16.627 millones de dólares (14.599 millones de euros) durante el primer semestre, lo que equivalió a un aumento interanual del 55,3%, mientras que las ventas ascendieron a 57.142 millones de dólares (50.173 millones de euros), un 35,7% más.

El primer ministro de Irak, Ali al Zaidi, ha afirmado durante la 81ª Asamblea General de Naciones Unidas (ONU) la ambición de su país de convertirse en un "centro global de producción de energía" y pidió al mundo que invierta en el que es ahora el segundo mayor productor de petróleo de la OPEP.

"Aquí, desde Naciones Unidas, le decimos al mundo: Inviertan en Irak. Irak posee recursos, mercados, una buena ubicación y la voluntad necesaria para construir una nueva economía", dijo Al Zaidi durante su intervención, en la que recordó que, además, su Gobierno está librando una batalla contra la corrupción endémica en el país.

El ex empresario recordó que Irak ha dejado atrás décadas de conflicto e inestabilidad que han diezmado sus recursos, y ahora está tratando de desarrollar su industria para generar oportunidades de inversión, está otorgando facilidades al sector privado y está desarrollando su infraestructura energética.

"Nuestra ambición es que Irak sea un centro global de producción de energía", añadió Al Zaidi, que también expresó su preocupación ante "los acontecimientos vinculados a la libertad de transporte y navegación marítima", en referencia velada al cierre del Estrecho de Ormuz, que ha causado severos estragos a la economía de Irak, dependiente casi por completo de la venta de petróleo.

El valor energético de Irak

Ante esta crisis, afirmó que su Gobierno trabaja para diversificar los puertos de exportación de petróleo y gas y para desarrollar líneas y corredores energéticos que conectan Irak, Turquía, Jordania y Siria con el objetivo de "llegar a los mercados globales y contribuir a la seguridad energética" mundial.

Además, las autoridades iraquíes están adoptando un programa para aumentar la producción de crudo "de manera congruente" con sus reservas probadas, mientras que también tratan de expandir sus capacidades de refinación y de producir derivados del petróleo.

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También recordó ante los presentes el ambicioso proyecto de la Ruta del Desarrollo, que pretende conectar Oriente con Occidente desde el puerto de Al Faw (sur de Irak) con Europa a través de Turquía, por lo que pidió "colaboración" con sus vecinos para generar prosperidad a través de intereses económicos compartidos.

"Cuando los países de la región están conectados a través de puertos, vías ferroviarias, líneas eléctricas, comercio e inversiones, tienen un mayor interés en preservar la estabilidad", sentenció Al Zaidi tras lanzar otro llamamiento para respaldar los esfuerzos para aumentar los flujos comerciales a través de Irak.

El Parlamento de Alemania ha aprobado la rebaja temporal de unos 17 céntimos aplicable a la gasolina y el gasóleo con el fin de aliviar a ciudadanos y empresas ante el aumento de los precios de los combustibles por la guerra lanzada por Estados Unidos e Israel contra Irán.

La rebaja al precio de los carburantes, que estará en vigor entre el 1 de octubre y el 31 de diciembre, fue aprobada primero por el Bundestag, la Cámara Baja del Parlamento alemán, tras media hora de debate por 434 votos a favor y 128 en contra, y unas horas después por el Bundesrat, la Cámara Alta.

Así, a partir del 1 de octubre, el impuesto sobre la energía aplicable a la gasolina y al gasóleo se reducirá en 14,04 céntimos por litro, que junto con la consiguiente reducción del IVA, llevará aun ahorro bruto para los conductores de 16,7 céntimos por litro.

Economistas de los principales institutos económicos alemanes criticaron este jueves esta rebaja temporal al señalar que se trata de una medida contraproducente, que quizás sea popular, pero no sensata, al beneficiar no sólo a las rentas que realmente sufren los elevados precios de la energía, sino también a aquellas que pueden asumir con sus ingresos este coste más alto.

Alemania y el precio de los carburantes

Estos expertos advirtieron, además, que este tipo de medida no contribuye a reducir la reducción de la demanda, necesaria en una situación de escasez de oferta energética.

El Gobierno alemán prevé que las arcas del Estado dejarán de recaudar con esta rebaja 2.485 millones de euros en concepto de impuestos.

En esta ocasión, a diferencia de la primera rebaja, también de unos 17 céntimos brutos, del impuestos sobre los carburantes aplicada entre mayo y junio, la mitad de las pérdidas para las arcas del Estado correrán a cargo de los estados federados.

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"Sin duda, la rebaja en los carburantes, yo no lo calificaría precisamente como una obra maestra en materia de política regulatoria", reconoció este viernes la ministra de Economía, Katherina Reiche, pero agregó que no son sólo las empresas de logística o las medianas empresas, por ejemplo, sino también muchos empleados los que se desplazan a diario a su lugar de trabajo y dependen del coche los que se encuentran "sometidos a una presión considerable".

Agregó que no sólo han subido los carburantes, sino en general la energía, el coste de la vida y los alimentos y que el Gobierno ha decidido conjuntamente "dar un gran paso para aliviar la carga", con la condición, no obstante, que los estados federados hagan también su aportación.

Por su parte, Steffen Meyer, portavoz adjunto del Ejecutivo, defendió en una rueda de prensa ordinaria que la vía de reducir el impuesto sobre la energía "es la que funciona con rapidez y eficacia", y por eso se ha optado por ella.

La Comisión Europea (CE) ha anunciado la apertura de un procedimiento de infracción contra los 27 Estados miembro por no haber incorporado plenamente a sus legislaciones las nuevas normas europeas para reducir la contaminación generada por fábricas, instalaciones industriales y explotaciones ganaderas, que los países debían aplicar antes del pasado 1 de julio.

El expediente sancionador arranca con el envío de una carta de emplazamiento a cada uno de los países, que disponen ahora de dos meses para responder al Ejecutivo comunitario, completar la incorporación de la directiva a sus respectivas legislaciones y comunicar las medidas adoptadas.

Si las respuestas no satisfacen a los servicios comunitarios, Bruselas podrá avanzar a la segunda fase del procedimiento mediante el envío de un dictamen motivado, un nuevo paso antes de decidir si lleva el incumplimiento ante el Tribunal de Justicia de la Unión Europea (TJUE).

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El retraso afecta en este caso a la totalidad de los Veintisiete, ya que ningún Estado miembro comunicó dentro del plazo la aplicación completa de la normativa, que endurece las obligaciones para reducir la contaminación procedente de las actividades industriales y ganaderas, limita el uso de sustancias químicas peligrosas y amplía el número de instalaciones sometidas a estas reglas.

Además, la normativa refuerza los derechos de los ciudadanos y permite reclamar indemnizaciones por daños a la salud provocados por contaminación ilegal, actualizando así las reglas que la UE aplica desde 2010 a más de 50.000 instalaciones industriales para limitar su impacto sobre las personas y el medio ambiente mediante el uso de las mejores técnicas disponibles.

La petrolera estatal colombiana Ecopetrol ha nombrado a Joaquín Gutiérrez Caballero como su nuevo presidente con el mandato de impulsar el "renacer" de la compañía y "construir puentes de confianza" entre el Estado, los inversores, los territorios y la plantilla.

Según ha explicado mediante un comunicado, Gutiérrez Caballero asumirá el cargo a partir del próximo lunes 28 de septiembre en lo que será una "etapa trascendental" para reforzar las capacidades de Ecopetrol y "recuperar la confianza de sus grupos de interés".

"Joaquín Gutiérrez encarna el liderazgo capaz de articular personas, conocimientos, instituciones y voluntades alrededor de un propósito común: conectar la estrategia empresarial con las prioridades y oportunidades que ofrece la industria de los hidrocarburos para que Ecopetrol vuelva a brillar", ha razonado la empresa.

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Gutiérrez Caballero, administrador de empresas de profesión, está especializado en la gerencia de proyectos de telecomunicaciones y en la legislación que concierne a dicho sector. Además, es experto en servicios de la salud.

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La petrolera ha asegurado que su llegada iniciará un "proceso de recuperación" que "enderezará el rumbo institucional y reencauzará de nuevo [a Ecopetrol] hacia la senda del crecimiento" tras los presuntos casos de corrupción que han empañado la reputación y gestión de la marca.

A fecha del 8 de septiembre, el Gobierno colombiano controlaba el 88,49% del capital social de Ecopetrol a través de distintas entidades públicas, seguido del 2,77% del banco estadounidense JP Morgan y del 1,27% del Fondo de Pensiones Obligatorio Porvenir Mayor Riesgo. Los títulos restantes están en manos de multitud de agentes.

Eduardo González, socio responsable de Energía y Recursos Naturales de KPMG en España, ofreció en el IV Foro de Transición Energética de El Periódico de la Energía un repaso a las que consideran las grandes tendencias globales actuales, y apuntó que "España parte de una posición extremadamente favorable" pero aún debe resolver retos regulatorios y tecnológicos "críticos" para aprovecharla.

González presentó el "Mapa de las tendencias energéticas globales en un mundo cada vez más volátil y su aplicación a España", basado en el informe "Divergent and disorderly: Mapping global energy trends in an increasingly volatile world", elaborado junto a Kearney y con datos del Statistical Review of World Energy.

El fin del modelo único

"Probablemente el cambio más importante de los últimos años es que ya no existe un modelo único de transición energética", subrayó González. Cada gran bloque avanza a su ritmo y con sus propias prioridades: Estados Unidos se apoya en la abundancia de petróleo y gas para reforzar simultáneamente su competitividad industrial y su seguridad energética; China lidera el despliegue mundial de renovables y electrificación pero mantiene una parte importante de carbón "como garantía estratégica"; India impulsa a la vez renovables, carbón y nuevas infraestructuras para sostener uno de los mayores crecimientos de demanda del mundo; Europa acelera la descarbonización pero sigue dependiendo de las importaciones energéticas y afronta nuevas vulnerabilidades en sus cadenas industriales; y Oriente Medio combina hidrocarburos con inversiones crecientes en renovables. "Estamos viendo múltiples transiciones energéticas que avanzan a distintas velocidades y con prioridades diferentes", resumió el directivo de KPMG.

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Ese giro se refleja en el mercado del gas natural, que en 2025 alcanzó un nuevo récord de consumo mundial. Estados Unidos se ha consolidado como primer exportador mundial de GNL, mientras Europa ha sustituido gran parte del gas ruso por gas licuado procedente sobre todo de Estados Unidos, en un mapa de flujos comerciales que sitúa también a Catar y Australia entre los grandes exportadores, y a China, Japón y Corea del Sur entre los principales compradores asiáticos. "El abastecimiento es hoy más global, más flexible, pero también más complejo".

Petróleo, minerales y las nuevas dependencias

González repasó también la reconfiguración geográfica del petróleo, con Estados Unidos, Brasil y Guyana ganando peso como productores y una posible recuperación de Venezuela a medio plazo que podría acelerar esa tendencia.

Pero el reto europeo, insistió, ya no es solo el acceso al crudo: "Se trata cada vez más de garantizar el suministro de productos refinados", desde el diésel hasta los asfaltos o las materias primas petroquímicas, en un contexto de progresivo cierre de refinerías en el continente.

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La capacidad de refino de China se ha multiplicado por catorce desde 1975 (de 1,3 a 18,8 millones de barriles diarios), mientras la europea ha caído de 22,1 a 14,4 millones en el mismo periodo.

Sobre los minerales críticos, González afirmó que "las dependencias no desaparecen, se transforman". Litio, cobre, níquel, cobalto, grafito y tierras raras son hoy el nuevo mapa de la vulnerabilidad energética, y "el verdadero cuello de botella no está únicamente en la extracción, está sobre todo en su refinado y en su procesamiento", donde China ocupa una posición dominante. De ahí que, "la seguridad energética y la política industrial se están convirtiendo en dos dimensiones inseparables".

Electrificación, ganadores y una paradoja incómoda

La electricidad, dijo González, es "el gran motor de crecimiento energético mundial", impulsada por la inteligencia artificial, los centros de datos, la electrificación del transporte y la industria, con China concentrando buena parte de ese crecimiento. Su electrificación ha pasado del 7% al más del 20% del suministro energético total desde 1985, superando ya a Europa y Estados Unidos. Pero "el desafío ya no consiste solamente en generar electricidad, consiste en transportarla, en almacenarla y en gestionarla", y señaló a las redes como uno de los principales cuellos de botella mundiales.

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Entre las tecnologías, González distinguió como claros ganadores la solar, las baterías y la eólica, con la generación solar creciendo más de un 30% y el almacenamiento en baterías cerca de un 65% solo entre 2024 y 2025, frente al avance más lento del hidrógeno bajo en carbono o la captura de carbono.

Aun así, cerró con lo que calificó de una de las conclusiones "más inquietantes" del informe: pese a que las renovables crecen, la electrificación avanza y la eficiencia mejora, "las emisiones globales continúan aumentando", porque la demanda energética mundial crece con más intensidad de la que logran compensar las energías limpias.

España, entre el rezago y la oportunidad

España parte de una posición extremadamente favorable, según el directivo de KPMG pero el propio gráfico de cumplimiento del PNIEC 2030 que mostró revela la distancia que queda por recorrer.

Con datos a cierre de 2025 y septiembre de 2026, España alcanza solo el 26% de renovables sobre el consumo de energía frente al 48% objetivo; la eólica está en 33,54 GW de los 62 GW previstos; la solar, en 56,46 GW de 76 GW; el almacenamiento en baterías apenas llega a 3,6 GW de los 22,5 GW fijados; la capacidad de electrolizadores de hidrógeno ronda los 33 MW frente a los 12 GW comprometidos; y el parque de coches eléctricos se queda en 350.000 unidades de los 5,5 millones objetivo.

González propuso prioridades regulatorias: maximizar el uso de las redes existentes además de construir nuevas ("no basta con construir nuevas infraestructuras, debemos utilizar mucho mejor las que ya tenemos"); reforzar los criterios técnicos de conexión ante el crecimiento de renovables y almacenamiento; digitalizar los procedimientos administrativos, "que no puede estar operando con procedimientos diseñados para otra época"; desarrollar el autoconsumo industrial como herramienta para descongestionar redes; y ordenar el crecimiento de los centros de datos.

Gazprom Armenia, filial del gigante gasístico ruso Gazprom, ha anunciado la reanudación de suministros de gas a Armenia tras un parón de dos semanas, que coincidió con tensiones entre Moscú y Ereván.

“El suministro de gas natural a Armenia a través del gasoducto Cáucaso Norte- Cáucaso Sur se reanudó el 25 de septiembre”, indicó Gazprom Armenia en un comunicado.

Agregó que el transporte de gas había sido suspendido temporalmente debido a “labores de mantenimiento y reparación del gasoducto dentro del territorio ruso”.

Gazprom Armenia informó el 14 de septiembre sobre el cese temporal de suministros de gas a la nación caucásica por motivos técnicos pocos días después de que el primer ministro armenio, Nikol Pashinián, criticara los precios del gas ruso y anunciase la búsqueda de alternativas.

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Pashinián denunció previamente los altos precios del gas ruso y señaló que, independientemente de las tarifas del consorcio gasístico ruso Gazprom, Ereván buscará diversificar los suministradores.

A la vez, el Banco Central armenio tachó de un “escenario apocalíptico” la posible subida de precios de gas ruso para el país caucásico.

La valenciana Power Electronics ha iniciado las obras de su nuevo campus de 210.000 metros cuadrados en Houston (Estados Unidos), un "hito clave dentro de su estrategia industrial y de crecimiento" que supone la "mayor expansión industrial internacional" de la empresa y que será "el mayor campus de fabricación de sistemas de conversión de energía" del país norteameticana.

La compañía, líder global en el desarrollo y fabricación de soluciones avanzadas de conversión de energía, presentó oficialmente el proyecto este jueves durante una ceremonia de colocación de la primera piedra celebrada en Houston, que reunió a autoridades, representantes institucionales, clientes, socios estratégicos y destacados miembros del ecosistema empresarial y energético de Texas, según ha informado en un comunicado.

"Por primera vez en muchos años, Estados Unidos podrá atender su creciente demanda de capacidad de generación eléctrica sostenible y resiliencia energética gracias a la fabricación local y al respaldo de la tecnología más avanzada del mundo. Nuestro Campus de Houston, con una capacidad de producción de 40 GW, contribuirá a definir el futuro de la energía y del crecimiento de la inteligencia artificial a nivel global", ha afirmado el CEO de Power Electronics, David Salvo.

Ubicado en una superficie aproximada de 21 hectáreas, el campus de Houston contará con dos edificios que integrarán producción, logística, fabricación de electrónica, I+D, formación, oficinas corporativas y otras funciones estratégicas.

Concebido como el centro de fabricación de inversores más automatizado de la historia de Power Electronics, el complejo incorporará sistemas de producción de última generación y procesos altamente automatizados para garantizar los máximos niveles de eficiencia, calidad, escalabilidad y fiabilidad.

Una vez plenamente operativo, alcanzará una capacidad de producción anual de hasta 40 GW y generará más de 400 puestos de trabajo. Esta nueva capacidad permitirá a Power Electronics acompañar el crecimiento de la demanda en Estados Unidos y el resto del continente americano, especialmente en sectores clave como la energía solar, el almacenamiento energético, los centros de datos y la electrificación.

El campus de Houston complementará la actividad de Llíria (Valencia) y reforzará la plataforma industrial global de la compañía, aumentando la proximidad a clientes y proyectos, así como la resiliencia de su cadena de suministro. Se trata de "la mayor expansión industrial internacional emprendida por Power Electronics hasta la fecha".

La expansión de Power Electronics

El crecimiento industrial de Power Electronics pasa también por la ampliación de su Campus de Llíria (Valencia), que incrementará su superficie de los actuales 100.000 a los 150.000 metros cuadrados.

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Esta expansión permitirá incorporar nuevas líneas de negocio y reforzar la capacidad tecnológica y productiva de la compañía. Con la ampliación de ambos campus, Power Electronics prevé alcanzar una capacidad productiva global de 105 GW. Este modelo permitirá distribuir la producción de manera más eficiente, reforzar la proximidad a los clientes y acompañar el crecimiento de los distintos mercados.

Power Electronics ha desarrollado proyectos en todo el mundo a través de sus divisiones de solar, almacenamiento energético, data centers, movilidad eléctrica e industria. En 2026, la multinacional ha alcanzado los 170 GW de potencia AC instalada, evitando la emisión de más de 169,2 millones de toneladas de CO2.

La Plataforma Gas Verde Sí valora positivamente las circulares de la nueva metodología de retribución del transporte y la distribución de gas natural para el periodo 2027-2032 aprobadas recientemente por la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia (CNMC).

Respecto a esta nueva documentación destacan en un comunicado, que incorpora por primera vez incentivos específicos vinculados a la inyección de gases renovables en las redes de gas, lo que supone una "señal positiva" para el desarrollo del biometano.

Asimismo, apuntan que avanza en dos cuestiones defendidas por la plataforma como son la necesidad de contar con un marco estable regulatorio para el crecimiento del sector y por otro lado, el reconocimiento de las infraestructuras ya desplegadas.

La plataforma añade que España contaba a principios de 2026 con 23 plantas de biometano en operación, 21 de ellas inyectando ya en las infraestructuras gasistas existentes, con una capacidad conjunta cercana a 1,4 TWh anuales.

La metodología de retribución de gas

Para esta alianza, el reto ahora es acelerar ese crecimiento y convertir el importante potencial del país en producción real.

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De esta forma, añaden que el nuevo marco supone una señal positiva para un sector que necesita ganar escala.

España, precisan desde Gas Verde Sí, tiene el tercer mayor potencial de producción de Europa, más de 250 proyectos en marcha y, además, cuenta con una infraestructura extraordinaria que ya permite llevar el biometano desde donde se produce hasta hogares e industrias.

El secretario de Estado de Energía, Joan Groizard, ha avanzado el resultado de la nueva propuesta de planificación de electricidad con horizonte 2030 en Galicia: “El Gobierno plantea un significativo refuerzo y renovación de las infraestructuras eléctricas gallegas para atender nuevas necesidades ligadas a la transición energética, especialmente en aquellas zonas donde se esperan más inversiones y más desarrollos industriales. Esta planificación, ligada a una inversión histórica de 17.000 millones de euros en todo el Estado, prepara Galicia para aprovechar al máximo una de las revoluciones de nuestro tiempo”.

El secretario Groizard ha hecho estas declaraciones tras un encuentro con Mª Jesús Lorenzana, conselleira de Economía e Industria de la Xunta de Galicia, durante el que han tratado las modificaciones experimentadas por la propuesta de planificación del Ministerio para la Transición Ecológica y el Reto Demográfico (Miteco), tras analizar las 2.566 alegaciones recibidas durante la fase de audiencia.

La reunión con el Gobierno gallego, hoy en la sede del Miteco, forma parte de una ronda de contactos con las comunidades autónomas, que se está produciendo de acuerdo con el orden protocolario, para exponerles los cambios introducido en la nueva propuesta. Posteriormente, el documento se remitirá a la Comisión de Transición Ecológica del Congreso de los Diputados y al Consejo de Ministros.

Las actuaciones de la planificación eléctrica en Galicia

En Galicia, la nueva propuesta del Miteco contempla la construcción de 10 nuevos parques de subestaciones y de 208 Km de líneas –un 22% más que en la propuesta original–, con 44 posiciones nuevas. Las actuaciones sobre las infraestructuras existentes son muy superiores, alcanzando los 579 Km de tendidos y maximizando el aprovechamiento de las actuales infraestructuras.

La propuesta añade 1,6 GW adicionales a la capacidad disponible, previstos para actividades industriales, incluyendo producción de hidrógeno y fábricas del sector de la automoción; también la vivienda y la electrificación de puertos, especialmente el de La Coruña. De hecho, la reconfiguración del puerto coruñés tiene la consideración de preferente, así como las actuaciones destinadas a maximizar la interfaz transporte-distribución por todo el territorio y la incorporación de equipos que mejoran la estabilidad del sistema.

Con relación a la generación renovable y el almacenamiento, las redes se refuerzan para que puedan canalizar más de 5 GW, incluyendo centrales hidroeléctricas de bombeo, así como los flujos derivados de la mayor interconexión con Portugal.

La inversión

El Miteco lanzó a pública audiencia la propuesta inicial de desarrollo de la red de transporte con horizonte 2030 en octubre de 2025, para cubrir las necesidades del país y a cumplir los objetivos del Plan Nacional Integrado de Energía y Clima 2023-2030, otorgando prioridad a los proyectos industriales. Planteaba una inversión de 13.600 millones, con vistas a atender 27,7 GW de peticiones de acceso para demanda desde la red de transporte, destinadas a proyectos industriales, vivienda, hidrógeno verde, electrificación ferroviaria y portuaria…

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Tras el análisis de las alegaciones recibidas, el Miteco ha diseñado una nueva propuesta que prevé una inversión superior a los 17.000 millones, un 144% por encima de los 6.964 millones originales de la vigente Planificación con horizonte 2026, y muy lejos del volumen de inversión de otras planificaciones anteriores.

En el nuevo texto las posiciones de la red de transporte para atender nuevas demandas en la red de distribución han crecido un 52%, hasta alcanzar las 300, y las posiciones para consumo directo en transporte han crecido un 12%, hasta las 162. Igualmente, se han incrementado un 75% las posiciones previstas para ejes ferroviarios y electrificación de puertos, hasta alcanzar las 59.

También ha aumentado el número de parques de subestaciones un 17%, hasta las 193, así como la longitud de las líneas eléctricas previstas, que se eleva un 11% hasta los 6.706 kilómetros, a lo que se añade un incremento del 6% de las redes existentes repotenciadas, hasta los 8.164 kilómetros.

La Comisión Europea (CE) debatirá, junto con los Estados miembros, la solicitud de Países Bajos para autorizar los requisitos de homologación relacionados con el sistema de conducción supervisada (FSD) de Tesla, aunque no se procederá a una votación sobre esta cuestión para su aprobación en el conjunto de la Unión Europea.

Así consta en la agenda del próximo encuentro del Comité Técnico de Vehículos de Motor, formado por distintos representantes de los países miembros de la Unión Europea y de la Comisión Europea, que se reunirá el 6 de octubre para abordar este y otros asuntos del sector automovilístico, con dicha propuesta por parte de Países Bajos sobre la mesa.

De esta forma, se pospone una posible votación sobre el sistema FSD para su aplicación en todo el bloque comunitario, que la propia Tesla esperaba este próximo octubre, quedando el asunto solamente en un formato de debate.

Hasta ahora, siete países de la Unión Europea han aprobado, definitiva o provisionalmente, el sistema FSD, con República Checa como el último Estado en el que se ha dado luz verde a su próximo despliegue.

Tesla FSD

Tesla FSD Supervised es un sistema de asistencia al conductor SAE Nivel 2 (automatización parcial de la conducción). El conductor debe permanecer totalmente concentrado en la conducción en todo momento, supervisar continuamente el funcionamiento del sistema y estar preparado para tomar el control inmediatamente cuando sea necesario. La responsabilidad de operar el vehículo recae enteramente en el conductor.

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Recientemente, Tesla ha defendido las ventajas de la aprobación regulatoria en Europa de su sistema de conducción automatizada total (supervisada), apoyándose en argumentos de seguridad y en el número de horas de pruebas realizadas en las distintas carreteras europeas, incluidas las de España.

El comité también debatirá la actualización y los avances en la aplicación de Euro 7, incluyendo cambios en la normativa sobre emisiones en condiciones reales de conducción y aspectos relacionados con vehículos de hidrógeno. Además, se presentará una propuesta para modificar la normativa europea sobre cómo se determinan las emisiones de CO2 y el consumo de combustible de los vehículos pesados.

Marta Castro, directora de Regulación de AELEC, abrió la mesa "La Electrificación y su impacto en el consumidor" recordando una frase de Rafael del Río (Iberdrola) de la mesa anterior: a la demanda no hay que ponerle limitaciones, "ni siquiera para consumir en horas". Con esa premisa, pidió a cada panelista una medida concreta para trasladar al consumidor los beneficios de un precio eléctrico competitivo.

Un consumidor que ya no solo compra energía

Alejandro Tejero-Garcés, director general de Visalia, sostuvo que el paradigma del consumidor está cambiando: de un cliente que simplemente compraba energía a uno que "produce, que almacena, que comparte esa energía" y que exige a su comercializadora comportarse como una empresa multiutility. Para Tejero-Garcés, "no hay transición energética si el consumidor no ve un beneficio", y ese beneficio no es solo el precio, sino también el acceso a energía limpia y a la eficiencia.

Explicó que las necesidades varían mucho según el perfil: una vivienda unifamiliar puede instalar placas solares, mientras que una comunidad de vecinos sin tejado propio necesita fórmulas de autoconsumo compartido, y remató con el ejemplo del Pirineo, donde electrificar la calefacción es mucho más difícil que en otras zonas.

Carlos Costa, director comercial de Octopus Energy, incidió en la misma idea de la diversidad de clientes: recordó que en España hay unos seis millones de viviendas unifamiliares frente a la mayoría que vive en pisos y explicó el modelo de "tarifas inteligentes" de la compañía. Según este, el cliente cede a la comercializadora la gestión de activos como la carga de su coche eléctrico, respetando condiciones mínimas (por ejemplo, que el 80% de la batería esté cargada a las siete de la mañana), y a cambio recibe parte del valor generado.

Para quienes no pueden instalar autoconsumo, Octopus lanzó el año pasado el "Sun Club": bonificaciones en la factura a los clientes que desplazan su consumo a las horas de mayor generación renovable. "Cuando ve lo que tú le has prometido, genera credibilidad", resumió Costa.

La Agencia Internacional de la Energía ha calificado la actual crisis de suministro como "la más grave de la historia", recordó Inés Cardenal, directora de Comunicación y Asuntos Legales de AICE, al abrir la tercera mesa del IV Foro de Transición Energética. En ese contexto, defendió que las moléculas verdes y los combustibles renovables, líquidos y gaseosos, "pueden jugar un papel fundamental", porque la demanda energética española sigue pidiendo mayoritariamente combustibles de este tipo y el reto es "convertir los convencionales en renovables", ganando así competitividad industrial y autonomía estratégica.

Hidrógeno y biometano: la realidad ya es industrial, pero pequeña

Alberto Andrés Alonso, director de Desarrollo de Hidrógeno de Redexis, reivindicó que "las moléculas verdes ya están aquí". La compañía, segundo operador de transporte y distribución de gas natural en España con más de 12.000 kilómetros de redes, inyecta ya biometano en las redes de Almazán (Soria) y Lorca (Murcia), y produce hidrógeno verde en su planta PEM de 3 megavatios de Garray (Soria), que en 2027 alcanzará entre 300 y 350 toneladas anuales, con un ahorro estimado de 3.000 toneladas de CO2.

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Sobre el esperado "boom" del hidrógeno, tras la frustración del hype de 2021-2022, Andrés Alonso pidió prudencia, pero ofreció un dato que consideró revelador: España arranca 2026 con solo 30 megavatios de electrólisis en servicio, pero ya se han formalizado pedidos de electrolizadores por más de 500 megavatios. "Yo creo que esta es una excelente señal", resumió.

El trilema de la movilidad renovable

Dolores Cárdenas, subdirectora de Diseño de Producto de Repsol Technology Lab, planteó que junto al conocido trilema energético —seguridad, sostenibilidad y competitividad— existe otro específico de la movilidad: vehículo, infraestructura y producción.

Según explicó, los vehículos e infraestructuras ya son compatibles con los combustibles renovables, y las materias primas disponibles bastarían para una producción significativa, pero falta consolidar la industria de recogida y gestión de residuos orgánicos, seguir madurando tecnológicamente los procesos de producción y, sobre todo, dotar de estabilidad regulatoria las inversiones necesarias para construir plantas, reconociendo por igual a todas las tecnologías de descarbonización.

Iratxe Azcona, directora corporativa de Reolum, subrayó que el sector ha pasado de una etapa centrada en madurar la tecnología a otra "mucho más compleja": crear mercado y lograr que las primeras plantas se financien.

Valoró positivamente la transposición de la directiva RED III, con una senda que llega hasta 2040, pero insistió en que "no es suficiente": hacen falta contratos de suministro a diez años, a los que muchos clientes no están acostumbrados, y una regulación estable que entre en vigor con rapidez. "El boom que necesitamos no es un boom de noticias o de intenciones", afirmó, "sino que haya ya decisiones financieras, que se cierren los FID, que empiece la construcción y que por fin tengamos unas toneladas en el mercado".

Biocombustibles, SAF y la incógnita del transporte marítimo

Irene Lores, VP Low Carbon de Exolum, mayor operador logístico de combustibles líquidos de Europa, explicó que los biocombustibles han avanzado más rápido porque pueden acceder al mercado utilizando infraestructuras ya existentes, con menos necesidad de instalaciones dedicadas. En aviación, señaló, el avance de los mandatos de combustible sostenible (SAF) ya es una realidad prácticamente invisible para el pasajero.

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Jacobo Canseco (en imagen), director de Green Energy de Axpo Iberia, reconoció que 2026 ha sido "un año bastante intenso" en el plano regulatorio, con proyectos que empiezan a salir adelante tras un largo "calvario" administrativo. Pero reclamó más certidumbre: pese a los avances de RED III, en octubre todavía no está claro cuándo se aprobará definitivamente, mientras el sector necesita coordinar inversiones cuantiosas con compromisos de demanda a largo plazo.

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Sobre el papel de la fiscalidad, Andrés Alonso recordó que la electricidad puede suponer hasta dos tercios del coste de producción del hidrógeno, y que España mueve unos 1.400 teravatios hora entre los sistemas eléctrico, gasista y de hidrocarburos, de los que solo una fracción procede hoy de fuentes renovables con cero emisiones: "estamos al principio", resumió.

Los panelistas abogaron por una "regulación aséptica o neutral" que abandone la métrica del tubo de escape y equipare la fiscalidad de los combustibles renovables a la de la electricidad, en línea con la revisión pendiente de la Directiva de Fiscalidad de la Energía. Azcona cerró el argumento subrayando que electrificación y moléculas renovables "no son una competencia, sino que se necesitan ambas", y pidió proteger a la producción europea, sujeta a exigentes obligaciones de trazabilidad, frente a importaciones sin las mismas garantías.

El Real Decreto que puede disparar el negocio del hidrógeno renovable en España

Javier Pollos, CEO de AtlantHy, centró su intervención en el Real Decreto 611/2026, publicado el pasado 23 de julio, que traspone la parte de transporte de la directiva europea de renovables RED III. El texto fija cuotas obligatorias de combustibles sostenibles de origen no biológico (RFNBO, esencialmente hidrógeno renovable) para el transporte por carretera, que arrancan en un modesto 0,2% en 2027 y escalan hasta el 11% en 2040. Pollos tradujo esa cifra aparentemente pequeña a números concretos: el 0,2% sobre los 350 TWh que España consumió en 2023 en diésel y gasolina equivale a 700 GWh de RFNBO, unas 20.000 toneladas de hidrógeno renovable, que a su vez requieren unos 200 megavatios de capacidad de electrólisis en apenas un año, frente a los 50-60 MW desarrollados en España en el último lustro. Si se suman las cuotas de 2030, incluyendo aviación y e-SAF, la necesidad de electrólisis supera ya los 3 gigavatios, sesenta veces la capacidad actual. "Ya no son planes o intenciones: son 'si no cumples, pagas'", resumió.

El Gobierno abrirá el 1 de octubre el plazo para solicitudes de la línea 2 del Plan Auto+, correspondiente a las ayudas para la adquisición de vehículos eléctricos y electrificados para empresas y autónomos, por un importe total de 50 millones de euros.

Así consta en un anuncio publicado en el Boletín Oficial del Estado (BOE), publicado por el Ministerio de Industria y Turismo y recogido por Europa Press, en el que figura que el plazo de solicitudes se extenderá durante un mes natural, del 1 al 31 de octubre de este año.

Podrán ser beneficiarias de las subvenciones tanto empresas privadas, para los que el Gobierno ha destinado ayudas por un importe total de 42 millones de euros, como autónomos, para los que la partida presupuestaria asciende a 8 millones de euros.

El Plan Auto+

La concesión de estas ayudas se realiza al amparo del Real Decreto 609/2026, de 22 de julio, por el que se regula la concesión directa de ayudas a la compra de vehículos eléctricos y electrificados, en el conocido como Plan Auto+, dotado con hasta 400 millones de euros, y que tiene efecto retroactivo desde el pasado 1 de enero.

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Las ayudas quedan limitadas a un vehículo por beneficiario. En el caso de que el beneficiario fuera un autónomo, se podrá obtener un máximo de tres vehículos con ayuda y si fuera una empresa, de 10 vehículos con ayuda.

Las solicitudes podrán presentarse a través de una plataforma telemática, tanto directamente por los beneficiarios como mediante concesionarios o empresas de renting y leasing financiero. La tramitación se centralizará en el Instituto para la Diversificación y Ahorro de la Energía (IDAE), el organismo público que ya gestionaba el plan Moves III.

La Comisión Europea ha urgido a España y a otros 25 países de la Unión Europea a adaptar plenamente su legislación nacional a las nuevas normas comunitarias sobre el mercado del hidrógeno y los gases descarbonizados.

Italia es el único Estado miembro de la UE que ha comunicado a Bruselas su transposición completa dentro del plazo legal.

El Ejecutivo comunitario, por tanto, abrió procedimientos de infracción contra los 26 Estados miembros mediante el envío de cartas de emplazamiento, primer paso formal del proceso, por no haber notificado la transposición íntegra de la directiva aprobada en 2024 y que debía incorporarse al Derecho nacional antes del pasado 5 de agosto.

La normativa, que forma parte del paquete europeo sobre hidrógeno y gases descarbonizados, actualiza las reglas del mercado del gas natural de la UE e introduce además un marco regulador específico para las infraestructuras de hidrógeno.

Su objetivo es facilitar el uso de gases renovables y bajos en carbono, incluido el hidrógeno, garantizando al mismo tiempo la seguridad de suministro y unos precios energéticos asequibles.

España y la legislación sobre gas e hidrógeno

España y los otros 25 países afectados disponen ahora de dos meses para responder a la Comisión, completar la transposición pendiente y comunicarla formalmente a Bruselas.

Si las respuestas no resultan satisfactorias, el Ejecutivo comunitario podrá avanzar en el procedimiento de infracción mediante la emisión de un dictamen motivado.

La entrada en vigor el próximo 1 de octubre de la reforma del Reglamento General de Circulación no supondrá ningún cambio en la obligatoriedad de las balizas V16, que continúan siendo el dispositivo legal de señalización de los vehículos inmovilizados en carretera desde el pasado 1 de enero de 2026.

Así lo recuerda Netun Solutions ante los mensajes difundidos en los últimos días en redes sociales y algunos medios digitales que apuntan a una supuesta eliminación de esta obligación a partir de octubre.

La Dirección General de Tráfico (DGT), según recoge la empresa, también ha confirmado que es falso que se vaya a eliminar esta exigencia y que actualmente no se está tramitando ninguna modificación sobre su utilización.

La confusión estaría relacionada con la reforma del Reglamento General de Circulación que entra en vigor el 1 de octubre. Esta modificación aborda cuestiones como la protección de los usuarios vulnerables, los vehículos de movilidad personal, los motoristas, los carriles de emergencia y otras normas de circulación, pero no modifica la regulación de las señales V16.

De hecho, las características y requisitos de estos dispositivos están recogidos en el Reglamento General de Vehículos, mientras que la reforma que comienza a aplicarse el 1 de octubre afecta al Reglamento General de Circulación.

La baliza V16

Desde el 1 de enero de 2026, la V16 conectada constituye el medio legal previsto para señalizar un vehículo inmovilizado por avería o siniestro en los casos en los que la normativa obliga a utilizar este sistema, en sustitución de los tradicionales triángulos de emergencia.

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Además de emitir una señal luminosa de alta visibilidad, las V16 conectadas transmiten, una vez activadas, la ubicación del vehículo inmovilizado a la plataforma de vehículo conectado de la DGT. Según la información recogida por Netun Solutions, estos datos son anonimizados y la ubicación únicamente se comunica mientras el dispositivo permanece activado.

Circular sin el dispositivo obligatorio -o disponer de uno que no sea válido- constituye una infracción leve, con una multa de aproximadamente 80 euros.

Por su parte, si en caso de avería o siniestro no se señaliza correctamente la inmovilización del vehículo, la infracción pasa a considerarse grave y las multas pueden alcanzar los 200 euros.

España ha entrado en una nueva fase de su transición energética en la que el reto ya no consiste únicamente en seguir aumentando la generación renovable. La prioridad pasa ahora por conseguir que las redes acompañen el crecimiento de la generación y de la demanda, reforzar la seguridad del sistema eléctrico y convertir la ventaja renovable del país en competitividad industrial. Esta fue una de las principales conclusiones que se desprendieron de las intervenciones de apertura y clausura del IV Foro de Transición Energética de El Periódico de la Energía, celebrado este jueves en la sede de KPMG en Madrid.

El encuentro, que reunió a representantes de las principales compañías energéticas, administraciones y agentes del sector, puso el foco durante toda la jornada en la evolución del sistema energético español. El programa situó las infraestructuras eléctricas, la electrificación, las moléculas verdes y la planificación energética entre los grandes asuntos del foro.

La jornada arrancó con las intervenciones de Eduardo González, socio responsable de Energía y Recursos Naturales de KPMG, y Juan José Alba, director de Regulación de Endesa, que ejercieron de anfitriones y abrieron el encuentro. Ambos situaron algunos de los principales retos que afronta actualmente el sistema energético español, desde la seguridad de suministro hasta la necesidad de acelerar las inversiones en redes y el crecimiento de la demanda eléctrica.

González contextualizó la transición energética en un escenario internacional marcado por una mayor incertidumbre geopolítica, la competencia industrial entre Estados Unidos y China, la transformación de las cadenas de suministro y el rápido desarrollo de tecnologías como la inteligencia artificial, los centros de datos, el almacenamiento o el hidrógeno renovable.

El responsable de KPMG defendió que la energía ha dejado de ser únicamente una cuestión de costes y sostenibilidad para convertirse también en un factor de competitividad, seguridad económica y autonomía estratégica. La transición energética, señaló, debe responder ahora a una cuestión más amplia: cómo avanzar en la descarbonización sin perder capacidad industrial, empleo e inversión.

Enagás se ha convertido en la primera compañía española en obtener la certificación de Aenor conforme a la norma UNE-EN IEC 62443-2-1:2024 para su programa de ciberseguridad industrial, implantado en el Almacenamiento Subterráneo de Yela, situado en Guadalajara.

La certificación reconoce el programa de gestión de la ciberseguridad industrial de la compañía para proteger la operación de esta infraestructura, que forma parte del sistema gasista español.

El estándar IEC 62443-2-1:2024 constituye uno de los principales marcos de referencia internacionales para la protección de los sistemas tecnológicos empleados en instalaciones industriales esenciales, como las de energía, transporte o agua. Su objetivo es reforzar la seguridad de estos sistemas y favorecer la continuidad de los servicios que prestan.

En concreto, el certificado se aplica a dos ámbitos vinculados a la operación de Yela: el sistema de soporte operativo y ciberseguridad, que engloba, entre otros aspectos, la gestión de accesos, la protección de la información y la supervisión de los sistemas tecnológicos; y el sistema de control industrial del almacenamiento.

La certificación para Enagás

Este último permite supervisar, monitorizar y controlar los procesos necesarios para la inyección y extracción de gas en la instalación.

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La obtención de esta certificación refuerza, según ha señalado Enagás, su capacidad para identificar, gestionar y mitigar los riesgos de ciberseguridad que puedan afectar a sus infraestructuras, con el objetivo de preservar una operación segura, fiable y continua.

Asimismo, el reconocimiento avala el sistema de gestión de ciberseguridad de la compañía, basado en la evaluación continuada de riesgos y en la mejora permanente de las medidas de protección, de acuerdo con las mejores prácticas internacionales.

La Comisión Europea y los Estados miembros de la UE constatan que el suministro de gas en la Unión Europea "sigue siendo estable", pese a que las reservas para el invierno se encuentran en niveles inferiores a los registrados históricamente, informó este viernes el Ejecutivo comunitario.

"El Grupo de Coordinación del Gas volvió a reunirse ayer (jueves) para hacer balance de la situación actual del mercado del gas. Pese a que los niveles de almacenamiento son inferiores a los registrados históricamente, la Comisión Europea y los países de la UE reiteraron que el suministro de gas en la Unión sigue siendo estable", señaló hoy la Comisión Europea en un comunicado.

Las reservas de gas de la UE se encontraban el 24 de septiembre al 70,24% de su capacidad, unos 18 puntos porcentuales por debajo del promedio de los últimos cinco años para estas fechas, cercano al 88%, según datos de Gas Infrastructure Europe (GIE).

En el caso de España, los depósitos estaban al 73,44%, ligeramente por encima de la media comunitaria.

El suministro de gas de la UE

El Ejecutivo comunitario agregó que "continuará vigilando muy de cerca la situación en cooperación con los países de la UE y las partes interesadas".

Durante la citada reunión, la Red Europea de Gestores de Redes de Transporte de Gas (ENTSOG) presentó sus conclusiones preliminares para el informe sobre preparación para el invierno, que tiene previsto publicar el próximo 8 de octubre, si bien la Comisión no avanzó más información.

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En la reunión se abordó también la aplicación de la norma de suministro prevista en el reglamento sobre seguridad del abastecimiento de gas, que "garantizan que el gas siga llegando a los clientes protegidos, especialmente los hogares y los servicios esenciales, en caso de acontecimientos adversos graves".

"El Grupo de Coordinación del Gas confirmó que, en las condiciones establecidas en el reglamento, el suministro a los clientes protegidos está garantizado", señaló la Comisión.

El grupo volverá a reunirse el próximo 8 de octubre, esta vez con la participación también de asociaciones del sector gasista, mientras que el próximo martes hay prevista una reunión del Grupo de Coordinación de Petróleo para analizar, entre otros puntos, la posible restricción temporal de Estados Unidos a las exportaciones de diésel, que Bruselas cree que sería "una muy mala idea".

España lleva años ocupando una posición muy destacada dentro de la estructura industrial de Renault, pero el próximo ciclo supondrá un cambio más profundo aún. Palencia pasará a fabricar vehículos eléctricos desarrollados sobre la nueva plataforma RGEV Medium 2.0, mientras Valladolid ampliará su actividad con nuevos modelos y una línea específica para el montaje de baterías. Para preparar ambas plantas, el grupo destinará 600 millones de euros entre 2026 y 2030.

La inversión forma parte de futuREady, el nuevo plan estratégico de Renault Group, y contempla la adjudicación de cinco modelos a sus instalaciones españolas. La compañía todavía no ha revelado cuáles serán, aunque sí confirma que dos corresponderán a eléctricos del segmento C. La decisión da a las factorías españolas visibilidad industrial durante los próximos años y, sobre todo, incorpora al país a una parte de la ofensiva eléctrica que Renault había concentrado hasta ahora principalmente en Francia.

Plataforma de 800 V para Palencia

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Esta última característica permitirá trabajar con potencias de carga considerablemente superiores a las de los actuales modelos de Renault, aunque las cifras definitivas dependerán de cada vehículo y de la batería que incorpore. La plataforma también está preparada para versiones eléctricas de autonomía extendida, para las que Renault habla de hasta 1.400 kilómetros combinados. Es una señal de que el fabricante no pretende limitar la arquitectura a una única solución mecánica y busca mantener cierto margen de adaptación a la evolución de la demanda.

Mégane E-Tech (prueba) y el Scénic E-Tech, ambos producidos en Francia. Los dos vehículos asignados ahora a Palencia pertenecerán igualmente a ese segmento, pero la compañía no ha confirmado si sustituirán a modelos actuales, ampliarán la gama o corresponderán a alguna de sus otras marcas.

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De esta manera cambia el reparto industrial, ya que España dejará de estar centrada casi exclusivamente en la fabricación de híbridos y vehículos con motor de combustión para incorporarse también a la producción eléctrica de nueva generación.** Cierto es que existe el precedente del Twizy, fabricado en Valladolid desde 2012, aunque aquel modelo estaba homologado como cuadriciclo y pertenecía a un proyecto industrial muy diferente. La llegada de una plataforma para turismos eléctricos de gran volumen supone un salto considerablemente mayor.

Valladolid suma baterías y nuevos modelos

Valladolid también tendrá un papel importante. Además de recibir parte de los cinco vehículos contemplados en el plan, su factoría de Carrocerías incorporará una nueva línea de montaje de baterías. La instalación amplía una actividad que Renault ya desarrolla en Castilla y León para sus vehículos electrificados y permitirá suministrar parte de los componentes necesarios para los nuevos programas industriales.

Actualmente, Valladolid produce modelos como Captur (prueba) y Symbioz (contacto), mientras Palencia se encarga de Austral (prueba), Espace y Rafale. Buena parte de esa producción se exporta al resto de Europa, una estructura que Renault pretende mantener y ampliar con las nuevas adjudicaciones. El grupo vincula además la inversión al convenio colectivo acordado para el periodo 2026-2028 y a los niveles de productividad alcanzados por las factorías españolas. El programa contribuirá a dar continuidad a más de 6.000 empleos directos, aunque no se han anunciado por ahora nuevas contrataciones asociadas específicamente a los eléctricos.

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Renault no ha detallado qué parte de la inversión procederá de cada vía ni cuánto corresponde específicamente a la electrificación. Tampoco conocemos todavía los nombres de los cinco nuevos vehículos ni el calendario exacto de cada lanzamiento. Esos serán los siguientes datos importantes. Lo que sí está definido es el cambio industrial que impulsará la industria nacional.

Petróleos Mexicanos (Pemex) necesitará al menos unos 10.000 millones de dólares anuales de apoyo del Gobierno durante los próximos tres a cinco años y por más tiempo si no mejora su operación, ha estimado Roxana Muñoz, vicepresidenta sénior de Ratings de Moody’s Ratings.

Durante el encuentro 'Inside LatAm: México 2026', organizado por la calificadora en la capital mexicana, Muñoz explicó que el respaldo presupuestario previsto para la petrolera tiene como “piso” sus vencimientos de deuda, pero advirtió de que las necesidades reales son mayores porque Pemex también arrastra déficits operativos.

Para 2027, Moody’s calcula vencimientos por unos 4.800 millones de dólares y para 2028 alrededor de 9.000 millones, después de que las operaciones de manejo de pasivos suavizaran el perfil de amortizaciones tras el pico de 2026.

La calificadora estima que la deuda ajustada de Pemex ascendía en junio a unos 97.000 millones de dólares, cifra que incorpora obligaciones que Moody’s considera deuda aunque la metodología de la empresa sea distinta.

A ello, se suman aproximadamente 84.000 millones de dólares en pasivos por pensiones y 21.500 millones con proveedores, advirtió.

Si Pemex destinara los apoyos a pagar vencimientos sin refinanciar ni contratar nueva deuda de largo plazo, su endeudamiento podría bajar hasta unos 57.000 millones de dólares en 2030, aunque Muñoz subrayó que seguiría siendo elevado.

Pemex y Moody’s

Renzo Merino, vicepresidente de Riesgo Soberano de Moody’s Ratings, puntualizó que para el perfil crediticio de México importa cómo se consigue esa reducción, ya que si Pemex paga con transferencias federales, disminuye la deuda de la petrolera, pero aumenta la presión sobre las cuentas del soberano.

Los analistas de Moody’s también advierten que el problema no es únicamente financiero, pues Muñoz calculó que el déficit operativo que deberá cubrir el Gobierno podría promediar unos 10.000 millones de dólares anuales hasta 2028.

En producción, la petrolera ha logrado cierta estabilidad desde 2022 con ayuda de los condensados, pero sus principales campos registran una declinación media anual cercana al 23%.

Las reservas probadas equivalen a aproximadamente nueve años de producción y, según Alma América Porres, excomisionada de la Comisión Nacional de Hidrocarburos, son cerca de 40% menores que hace una década.

Muñoz añadió que los entre nueve y diez contratos mixtos identificados hasta ahora pueden ayudar a estabilizar la producción durante dos o tres años, pero no garantizan un aumento sostenido a mayor plazo.

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En refinación, Muñoz indicó que Moody’s ya observaba pérdidas cercanas a 5.000 millones de dólares y que, con la volatilidad, podrían rondar entre 5.000 y 6.000 millones.

La analista sostuvo que la autosuficiencia de Pemex no consiste solo en volver a los mercados, sino en generar efectivo suficiente para pagar deuda y gastos operativos sin respaldo recurrente del Gobierno.

En este contexto, Moody’s considera que mejorar producción, reservas, refinación y generación de efectivo será determinante para reducir esa dependencia y mejorar su calificación.

La presidenta encargada de Venezuela, Delcy Rodríguez, ha llamado a los ciudadanos de su país a colaborar con el ahorro energético ante un nuevo pico de demanda que no se veía desde 2017 y justo en momentos en que su Administración aplica prolongados racionamientos en distintas regiones que han llegado a provocar protestas.

"Nos vinimos acá al Centro Nacional de Despacho de Energía Eléctrica del país, justamente viendo las altas temperaturas. No teníamos demanda eléctrica, más de 16.400 megavatios en demanda, desde el año 2017, y está muy asociado a las muy altas temperaturas", dijo la mandataria en un vídeo difundido en redes sociales en el que informaba sobre su llegada al país tras participar en la 81.ª Asamblea General de las Naciones Unidas.

El Gobierno venezolano registra casi a diario nuevos récords en la demanda energética en medio de las altas temperaturas ocasionadas por el fenómeno El Niño.

"Yo sé, y se lo digo como ciudadana y le hablo a los ciudadanos, yo sé que cuando uno tiene calor lo primero que hace es (encender el) aire acondicionado, todos los aparatos encendidos, pero si cada uno pone de su parte y colaboramos en este plan para ahorro energético, bueno colectivamente vamos a poder mitigar aún más el efecto del Superniño. Así que juntos a trabajar y nunca desmayar, nunca desmayar", pidió.

El ahorro energético en Venezuela

Venezuela sufre desde hace años fallas en el suministro eléctrico, de las que el chavismo ha responsabilizado a las sanciones extranjeras, al fenómeno climático El Niño y el sabotaje de "mafias", mientras que la oposición, organizaciones no gubernamentales y expertos aseguran que es el resultado de la corrupción y la falta de mantenimiento.

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Distintas regiones del país reportan apagones de hasta ocho horas, como parte de un plan de racionamiento, cuyo cronograma oficial no es público. En esta misma jornada, estados como Portuguesa (centro) o Zulia (noroeste) e incluso algunas zonas de Caracas registraron cortes eléctricos.

Venezuela recientemente firmó una alianza estratégica con la estadounidense General Electric (GE) Vernova para el fortalecimiento del sistema eléctrico y la recuperación de esta infraestructura en la industria petrolera del país.

Ya en junio habían suscrito un memorando de entendimiento y en abril Rodríguez anunció negociaciones con Siemens para el mismo tema.

Tesla ha arrancado la producción a gran escala de su camión eléctrico Semi en una nueva planta en Nevada (Estados Unidos) de 167 metros cuadrados, dedicada exclusivamente a este modelo, del que espera fabricar unas 50.000 unidades al año, sumando su versión estándar, de largo alcance, y europea.

"Estamos muy entusiasmados por comenzar la producción del camión Tesla Semi; será un vehículo verdaderamente revolucionario, capaz de transportar las cargas más pesadas a largas distancias y con gran facilidad de recarga. Será un camión fenomenal, pensado realmente para el conductor", ha afirmado el fundador de Tesla, Elon Musk, en un video divulgado en su cuenta de X.

Además, Musk ha indicado que "en un futuro muy cercano", el Semi incorporará funciones de conducción autónoma, las cuales serán fundamentales para la seguridad. De este modo, en viajes largos, el conductor podrá activar el sistema de conducción autónoma de Tesla, mejorando "enormemente" tanto la seguridad como el confort al volante.

Así, ha animado a los conductores a "hacer sus pedidos cuanto antes", ya que, según ha explicado, la lista de espera es "considerable". "Creo que es una propuesta ganadora en todos los aspectos, que marcará un antes y un después. Estamos ante un producto que supondrá un gran avance para el transporte de carga pesada", ha resumido.

La llegada del Tesla Semi a Europa

Recientemente, Tesla ha confirmado que el camión también llegará a Europa. La versión europea ofrece una autonomía estimada de 550 kilómetros y un consumo energético de 1,0 kWh/km. Gracias a la red de Megacarga de Tesla, el vehículo puede recuperar el 60% de la autonomía en apenas 30 minutos, con potencias de carga de hasta 800 kW.

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El tren motriz incorpora tres motores independientes en los ejes traseros, con una potencia de tracción de hasta 800 kW. El peso en vacío se sitúa por debajo de los 9.100 kg, con un peso bruto combinado de 40 toneladas y una toma de fuerza eléctrica (ePTO) de hasta 25 kW.

Los motores independientes proporcionan un par instantáneo y una gran potencia a cualquier velocidad, lo que permite a los conductores incorporarse al tráfico con seguridad y afrontar pendientes exigentes con confianza.

Asterion Industrial Partners ha acelerado la expansión europea de su plataforma de biometano Abio Energy, que suma actualmente 17 activos operativos y ocho plantas en construcción, respaldada por un compromiso de inversión de 1.500 millones de euros anunciado en enero de este año.

La compañía tiene como objetivo alcanzar 40 plantas de biometano operativas en Europa en 2030, con una capacidad de producción anual de hasta 3 TWh, según ha informado.

Abio Energy opera en Iberia, Italia, Alemania, Benelux y Reino Unido, donde está combinando adquisiciones, construcción de nuevas instalaciones, reacondicionamiento de activos existentes y proyectos de conversión a biometano.

En la actualidad, la plataforma cuenta con una capacidad anual de producción de 1,6 TWh de biometano y gestiona 4,5 millones de toneladas de materia prima al año. Asimismo, su cartera incorpora más de cuatro proyectos próximos a alcanzar la fase de construcción -RTB, por sus siglas en inglés- y más de ocho plantas operativas sujetas a acuerdos de exclusividad.

La consejera delegada de Abio y 'operating partner' de Asterion Industrial Partners, Irene Otero-Novas, ha destacado que el modelo de la plataforma combina el conocimiento de los equipos locales con una estrategia común europea.

"Lo que hace única a Abio es la combinación de conocimiento local y un enfoque basado en una plataforma compartida. Esto nos permite desarrollar diferentes estrategias de crecimiento en Europa, al tiempo que nos beneficiamos de la dimensión y experiencia de un grupo más amplio", ha señalado.

El crecimiento en biometano de Asterion

El modelo de crecimiento varía según la madurez de cada mercado. En Europa Central y del Norte, Abio prioriza la compra y transformación de activos existentes, mientras que en el sur del continente se centra en el desarrollo de proyectos desde cero.

En Reino Unido, su filial Pinta Energy ha adquirido Generate Upcycle UK, operación con la que ha incorporado siete activos operativos con potencial de expansión y su equipo directivo. Además, ha comprado a Marubeni un activo operativo y un proyecto en desarrollo, por lo que el negocio británico suma nueve activos operativos y un proyecto en desarrollo.

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En Alemania, Byont Deutschland ha adquirido dos plantas y ha firmado la compra de una tercera, lo que eleva su cartera a cinco activos operativos. Por su parte, Byont Benelux trabaja en el reacondicionamiento y la conversión a biometano de dos activos, mientras que un tercero continúa produciendo electricidad renovable.

En Iberia, Five Bioenergy construye tres plantas de biometano, dos de las cuales prevén comenzar a inyectar gas renovable durante el primer trimestre de 2027. La compañía también ha firmado su primer contrato de venta de biofertilizantes al sector agrícola en la Región de Murcia.

Asimismo, Fiamma Verde ultima en Italia la construcción de sus cuatro primeros proyectos y ha comenzado los trabajos de un quinto.

Asterion Industrial Partners, fundada en 2018, es una gestora independiente especializada en infraestructuras europeas de tamaño medio. La firma declara contar con 10.000 millones de dólares en activos bajo gestión e invierte en los ámbitos de energía, digital, servicios públicos y movilidad.

El sistema energético español se enfrenta a un cambio de escala. La generación renovable ha avanzado con rapidez, pero el despliegue de las redes no lo ha hecho al mismo ritmo, hasta el punto de que la falta de capacidad se ha convertido en uno de los principales cuellos de botella para la electrificación de la economía. Esta fue una de las principales conclusiones de la primera mesa del IV Foro de Transición Energética de El Periódico de la Energía, celebrada este jueves en Madrid bajo el título “El momento de las infraestructuras: España, ante la necesidad de tener un sistema energético más robusto”.

Los representantes de Endesa, Cuerva, Naturgy, Schneider Electric, Enagás e Iberdrola coincidieron en que España no se enfrenta únicamente a un problema de planificación, sino a una falta física de capacidad de red que amenaza con limitar la llegada de nuevos proyectos industriales y grandes consumidores. Al mismo tiempo, reclamaron acelerar los procedimientos administrativos, reforzar las inversiones y adaptar el marco regulatorio para poder anticipar una demanda que está creciendo mucho más deprisa de lo previsto.

El diagnóstico más contundente lo puso sobre la mesa José Manuel Revuelta, director general de Infraestructura y Redes de Endesa, quien señaló que aproximadamente el 90% de los nudos se encuentran saturados. A su juicio, existe un problema estructural de falta de red que se ha visto agravado por una planificación insuficiente y por un modelo que durante años no ha otorgado a las infraestructuras eléctricas el mismo protagonismo que a la nueva generación renovable.

interconexión con Portugal puesta en servicio a finales de junio o principios de julio ha elevado la capacidad de intercambio hasta unos 3.500 MW en sentido importador y 4.200 MW en sentido exportador, mientras que la interconexión del Golfo de Vizcaya con Francia se encuentra aproximadamente al 70% de ejecución y permitirá elevar la capacidad de intercambio entre ambos países desde los 2.800 MW actuales hasta unos 5.000 MW. A más largo plazo, los proyectos transpirenaicos estudiados con Francia permitirían añadir otros 3 GW y acercar la capacidad de intercambio con el país vecino a los 8 GW.

En el ámbito europeo, Red Eléctrica señaló que las necesidades identificadas para 2040 apuntan a más de 100 GW adicionales de capacidad de interconexión y que los análisis realizados estiman que por cada euro invertido en estas infraestructuras la sociedad europea recupera dos euros, además de permitir reducir significativamente los vertidos de renovables.

Repsol ha advertido de que alrededor del 90% de sus contratos de suministro de petróleo no cumplen con los nuevos requisitos ambientales de la Unión Europea sobre el metano, los cuales entrarán en vigor el próximo 1 de enero.

El consejero delegado de la firma española, Luis Cabra, ha reconocido que Repsol se está viendo obligada a firmarlos porque la mayor parte de los proveedores de crudo no están aportando la información necesaria para comprobar si acatan la normativa europea.

Según ha explicado Cabra en una entrevista con Bloomberg, la compañía está teniendo que suscribir los contratos de suministro porque, de no hacerlo, no tendría suficientes insumos el año que viene.

"Sí, lo estoy haciendo. Tengo que hacerlo. De lo contrario, tendría que cerrar refinerías el 1 de enero de 2027", ha aseguro Cabra, que ha escrito a la Unión Europea avisando de que batallará judicialmente si los reguladores tratan de sancionar a Repsol.

La normativa para Repsol

La Comisión Europea ya instó en julio a los estados miembros a que no multasen durante tres años a quienes incumplan la exigencia de que todo el crudo, gas o carbón importado cuente con certificados que avalen una producción baja en metano, gas invernadero 80 veces más potente que el CO2.

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No obstante, la moratoria de Bruselas no supone un aplazamiento formal en la aplicación de tales requisitos, por lo que las empresas que los transgredan podrían acabar siendo demandadas. Francia ha solicitado, por ello, una prórroga de un año, mientras que más de una docena de países han pedido medidas similares.

"El hecho de que no se te impongan sanciones no significa que no estés incumpliendo la normativa. Alguien acudirá a los tribunales y dirá: 'Estos tipos están importando petróleo crudo que no cumple con la legislación vigente'", ha señalado Cabra.

Las centrales eléctricas cautivas (autoconsumo) de carbón de Indonesia generaron el equivalente al 60% de electricidad generadas por las plantas de carbón conectadas a la red, según un nuevo informe del grupo de análisis energético Ember. La estimación se basa en una metodología que permite calcular la generación a partir de la producción de las industrias a las que abastece cada central, en lugar de hacerlo a partir de su capacidad instalada.

Estrategia efectiva de Indonesia para ascender en la cadena de valor

El análisis de Ember estima que la industria de procesamiento de níquel consumió más de 81 TWh de electricidad cautiva en 2025, de los cuales más del 94% procedió del carbón. Le siguieron la industria de la pasta y el papel, con 22 TWh, y los parques industriales multisectoriales, con 14 TWh.

Indonesia y Filipinas aumentan su dependencia energética del carbón hasta casi el 62 %

Sin embargo, Earthwise registró en 2025 más de 1,3 GW de capacidad de generación cautiva a carbón destinada a fundiciones de aluminio y alúmina. A medida que entran en funcionamiento nuevas fundiciones alimentadas con carbón, la participación de la energía hidroeléctrica en el suministro del sector se está reduciendo.

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“La generación cautiva desempeña un papel fundamental en el desarrollo industrial de Indonesia. El último HEESI ha proporcionado un enfoque descendente para recoger la actividad de este sector específico. Nuestro análisis propone una perspectiva ascendente, con un mayor énfasis en las actividades industriales, que complemente los datos del HEESI y contribuya a mejorar su calidad para hacer un seguimiento más preciso de los esfuerzos de descarbonización de Indonesia”, señaló Giang Vu, analista de datos de Ember.

El informe destaca que conocer el usuario final de la electricidad es importante tanto para mejorar la precisión de las estimaciones como para comprender mejor el sector. Las centrales cautivas abastecen a industrias con perfiles operativos muy diferentes. Por ello, aplicar un único factor de utilización de la capacidad a todas ellas puede provocar una sobreestimación o una subestimación sistemática de la generación y las emisiones de cada subsector.

En cambio, vincular las estimaciones a la producción industrial, como hace el análisis de Ember, permite reflejar el patrón operativo específico de cada industria. Sobre esta base, Ember calcula que las centrales cautivas alimentadas con combustibles fósiles emitieron alrededor de 135 millones de toneladas de CO₂ en 2025, frente a los 120 millones de toneladas de 2024. Esta cifra equivale al 48% de las emisiones de las centrales eléctricas conectadas a la red de Indonesia.

“Establecer límites al uso del carbón en el sector de generación cautiva podría acelerar las ambiciones de Indonesia en materia de economía verde. A medida que las reservas de carbón estén cada vez más limitadas, aprovechar los abundantes recursos solares del país podría liberar su potencial económico y consolidar a Indonesia como líder mundial de la industria verde”, dice Dinita Setyawati, External Affairs & Strategic Impact Lead de Ember.

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El informe señala que mejorar la calidad de los datos depende tanto de los operadores como de los organismos reguladores. La Regulación MEMR n.º 22/2019 ya obliga a las empresas energéticas a comunicar sus emisiones a través de la plataforma APPLE-Gatrik. Por su parte, la plataforma AMPERE-Gatrik, puesta en marcha en 2021, recopila datos operativos de los titulares de licencias. Además, el HEESI 2025 introdujo una clasificación de las centrales basada en sus licencias, una mejora respecto a la anterior división entre instalaciones conectadas y no conectadas a la red.

Sin embargo, el grado de cumplimiento varía considerablemente entre empresas. El informe de resultados de 2025 de Ditjen Gatrik, por ejemplo, señala la existencia de datos operativos y de emisiones que no han sido comunicados. El organismo abordó también el cumplimiento de las obligaciones de información con los titulares de licencias durante una reunión celebrada en mayo de 2026.

A ello se suma que tampoco se dispone de información completa de todas las empresas que operan las centrales, debido al carácter voluntario del cumplimiento de determinadas obligaciones de reporte.

"La generación cautiva a carbón ha estado fuertemente impulsada por el auge de la transformación y el procesamiento de metales en Indonesia, situando el suministro eléctrico industrial en el centro de la planificación nacional. La forma en que se gestione esta capacidad determinará no solo el ritmo de la transición energética del país, sino también su competitividad internacional, a medida que los mercados exteriores incorporan criterios de emisiones de carbono a sus políticas comerciales".

"Combinar los datos nacionales descendentes del HEESI con un enfoque ascendente permite establecer una base transparente, imprescindible para una descarbonización creíble. Dar prioridad a esta integración será fundamental si Indonesia quiere compatibilizar los principales motores de su crecimiento industrial con sus objetivos climáticos", afirmó Katherine Hasan, analista del Centre for Research on Energy and Clean Air (CREA).

El riesgo comercial de depender del carbón

Los mercados de exportación añaden un riesgo comercial a la dependencia del carbón para cubrir las necesidades energéticas de la industria. El Mecanismo de Ajuste en Frontera por Carbono (CBAM) de la Unión Europea establece un precio para las emisiones de carbono incorporadas a las importaciones de hierro y acero, aluminio, cemento y fertilizantes. Para los exportadores, demostrar la huella de carbono de sus productos requiere que esta haya sido previamente medida y verificada.

Más renovables para evitar un mayor bloqueo de emisiones

El sector industrial no relacionado con el níquel necesita avanzar hacia una mayor utilización de energías renovables para evitar un incremento de la dependencia del carbón. Actualmente, la energía hidroeléctrica, la bioenergía y la solar representan en conjunto alrededor del 10% de la generación cautiva, concentrada principalmente fuera del sector del níquel.

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La bioenergía se utiliza en las industrias de pasta y papel y en los molinos de aceite de palma mediante sistemas de cogeneración que aprovechan residuos del propio proceso industrial como combustible. Estas instalaciones van desde turbinas de 1-2 MW hasta la planta de Kerinci, en Riau, con una capacidad de 535 MW.

También se ha registrado generación solar cautiva en la industria de la pasta y el papel, con una producción estimada de alrededor de 70 GWh. Asimismo, algunas centrales cautivas de carbón han comenzado a utilizar combustibles alternativos.

Según Ember, estos avances constituyen un primer paso hacia una solución basada en energía solar combinada con almacenamiento en baterías, capaz de cubrir de manera competitiva la demanda eléctrica industrial durante las 24 horas del día.

El informe de Ember plantea que las estimaciones a escala sectorial deben servir como complemento al sistema de información existente del MEMR, y no como sustituto. Este enfoque se suma al seguimiento de la capacidad instalada realizado por Global Energy Monitor, CREA, IESR y Earthwise.