El precio del barril de Brent para entrega en octubre subió este martes un 0,17%, hasta situarse en 91,02 dólares al cierre de la sesión en el mercado de futuros de Londres, ante el estancamiento de las conversaciones de paz entre Estados Unidos e Irán.

El crudo del mar del Norte, de referencia en Europa, avanzó 0,15 dólares en el Intercontinental Exchange (ICE) londinense con respecto al precio de negociación de la última sesión, cuando terminó en 90,87 dólares.

El Brent reaccionó ligeramente al alza después de que el presidente estadounidense, Donald Trump, afirmase hoy que no hay conversaciones "en curso ni programadas" con Irán en una publicación en su red Truth Social.

El petróleo intermedio de Texas (WTI, por sus siglas en inglés) subió este martes un 0,52%, hasta 84,94 dólares el barril.

Al término de la sesión, los contratos de futuros del WTI para septiembre, los de referencia en Estados Unidos, ganaban 0,44 dólares respecto al cierre anterior.

El WTI y el Brent

"El bloqueo naval sigue plenamente vigente. El Estrecho de Ormuz está abierto y operativo. Todas las minas marinas han sido retiradas o detonadas"; agregó Trump.

Con respecto al Estrecho de Ormuz, vía marítima por donde transita el 20% del flujo de crudo del mundo, el jefe de la Casa Blanca insistió que debería pasar a ser territorio estadounidense.

Este martes posteó en su red social una fotografía en la que se ve un mapa del estrecho que separa el Golfo Pérsico del de Omán. En la imagen, un círculo rodea el Estrecho de Ormuz bajo la leyenda "NUEVO territorio de Estados Unidos", acompañada de una franja azul, roja y blanca con estrellas.

El presidente del Parlamento y negociador jefe iraní, Mohamad Baqer Qalibaf, insistió este martes en que Irán no reabrirá el Estrecho de Ormuz hasta que Estados Unidos cumpla con sus condiciones, y advirtió que el país persa se ha reforzado durante la tregua.

El material nuclear encontrado en un emplazamiento no revelado de Siria no era peligroso y permanecerá bajo custodia siria, sujeto a las garantías del Organismo Internacional de Energía Atómica (OIEA), ha declarado el ministro de Exteriores sirio, Assad al Shaibani en una rueda de prensa conjunta con el directo general del OIEA, Rafael Grossi.

Durante el acto celebrado en Damasco, Shaibani afirmó que el material "permanecerá bajo custodia siria", bajo la supervisión del organismo, y reafirmó el "derecho soberano y legal" de Siria al uso civil y pacífico de la energía nuclear.

Asimismo, afirmó que Siria había concedido a los inspectores del OIEA acceso a la instalación de Deir al Zur, en el este del país, por "decisión soberana" y describió la transparencia como una "elección", comprometiéndose a una mayor cooperación con la agencia.

Estas declaraciones se producen aproximadamente una semana después de que el digital estadounidense Axios informara, citando a funcionarios israelíes y estadounidenses, de que Washington había negociado un acuerdo para que el OIEA retirara el material nuclear almacenado en una instalación siria clandestina que ambos gobiernos denominan 'Sitio 99' y que incluye concentrado de uranio y otros residuos vinculados al proyecto del reactor de Al Kibar.

Siria y lo nuclear

Ese informe describía el acuerdo como una forma de aliviar un enfrentamiento en el que Israel había amenazado con un segundo ataque contra la instalación y había expresado sus sospechas sobre la implicación de Turquía.

El expediente se remonta a un reactor no declarado que Siria construyó, según esa fuente, con ayuda norcoreana en Deir al Zur, destruido en un ataque aéreo israelí en 2007.

Posteriormente, la Junta de Gobernadores del OIEA determinó en 2011 que Damasco incumplía sus obligaciones, una cuestión que Bachar al Asad nunca resolvió, si bien en 2024 el ahora ex presidente sirio exploró con Grossi las formas de cooperación para el uso pacífico de la energía nuclear.

El redactor recomienda:

• El OIEA encuentra "varias toneladas" de uranio natural en un sitio no declarado en Siria
• EEUU anuncia la cooperación Irak-Siria para reconstruir el oleoducto que conecta ambos países
• Irak agradece a Irán permitir a sus petroleros cruzar el estrecho de Ormuz pese a guerra

No fue hasta junio de 2025, tras la reunión de Grossi con el actual presidente sirio, Ahmed al Sharaa, que el OIEA recibió acceso inmediato y sin restricciones a lugares relevantes para aclarar antiguas actividades nucleares y logró muestreos que revelaron trazas de uranio natural procesado en una de las instalaciones relacionadas; material cuya custodia mantendrá Siria.

Grossi, por su parte, afirmó que la visita suponía "un buen día para la seguridad y la paz mundiales" y que la agencia llevaba 18 meses colaborando con las autoridades sirias.

Señaló que era necesario abordar las cuestiones pendientes que habían "preocupado a la comunidad internacional" para que Siria pudiera "cumplir plenamente" con sus obligaciones nucleares, y que, en el futuro, la tecnología nuclear siria estaría vinculada a la gestión de la energía, la salud, la alimentación y el agua, en lugar de a las armas.

La compañía Atera Energy, especializada en soluciones de autogeneración y eficiencia energética y respaldada por Brookfield y Celsia, ha anunciado el inicio de operaciones en México con una inversión de 500 millones de dólares durante los próximos cinco años.

La entrada de la firma se produce en medio de una reconfiguración del sector eléctrico mexicano después de que el Gobierno de Claudia Sheinbaum aprobara en 2025 una nueva legislación que reforzó el papel de la estatal Comisión Federal de Electricidad (CFE), pero mantuvo espacios para la inversión privada en generación y autoconsumo.

La nueva Ley del Sector Eléctrico establece que el Estado debe mantener al menos el 54% de la electricidad inyectada a la red nacional, mientras que la participación privada puede alcanzar hasta el 46%. La normativa contempla además modalidades de generación distribuida y autoconsumo para empresas.

En este escenario, Atera pretende aprovechar la demanda energética asociada al crecimiento industrial y a la relocalización de cadenas productivas o ‘nearshoring’, particularmente en polos manufactureros como Nuevo León, Coahuila; en el norte del país; y en los centrales Guanajuato y Querétaro.

“Nuestra apuesta es acompañar a las empresas para que la energía deje de ser un factor que limite su expansión y se convierta en una ventaja estratégica para fortalecer su competitividad”, afirmó Luis Felipe Vélez Restrepo, director general de Atera.

La compañía llegará al mercado mexicano con el modelo ‘Energy as a Service’ (EaaS), mediante el cual financia, construye, opera y mantiene proyectos de autogeneración y eficiencia energética para clientes industriales.

Atera Energy, en México

Bajo este esquema, las empresas pagan una tarifa por servicios como electricidad, aire comprimido, calor o frío, sin asumir directamente la inversión inicial en la infraestructura.

La apuesta privada coincide con los planes del Gobierno mexicano para ampliar la capacidad del sistema eléctrico.

La CFE tiene previsto iniciar en 2026 la construcción de proyectos que agregarán unos 6.000 megavatios (MW) de generación, dentro de un programa gubernamental que contempla también 66 proyectos de transmisión, de los cuales 44 comenzarían este año.

El Gobierno de Sheinbaum ha planteado inversiones por 23.400 millones de dólares para fortalecer la generación, transmisión y distribución de la CFE durante su Administración, al tiempo que mantiene mecanismos para la participación de capital privado.

El redactor recomienda:

• La falta de técnicos y el almacenamiento frenan la transición energética de México
• Duro Felguera convoca junta en septiembre para aprobar un proyecto clave de de ciclo combinado con Mota-Engil México
• México acelera su giro renovable tras años de parón, con la mirada puesta en Texas y Nuevo México

Atera aseguró que cuenta con cerca de 200 MW instalados en proyectos de generación distribuida en América Latina y que sus soluciones han generado más de 47 millones de dólares en ahorros para clientes industriales.

“Hoy ponemos ese conocimiento, nuestra capacidad de inversión y experiencia comprobada, al servicio del mercado mexicano”, sostuvo Vélez Restrepo.

México será el quinto mercado latinoamericano de Atera, que ya desarrolla proyectos para grandes consumidores industriales en Colombia, Panamá, Honduras y Perú.

La falta de personal especializado y la necesidad de ampliar el almacenamiento de electricidad se perfilan como dos de los principales retos para acelerar la transición energética en México, donde la capacidad solar ronda los 14.000 megavatios (MW), advirtieron este martes representantes del sector.

“Podemos tener toda la tecnología del mundo, el dinero para invertir, pero si no lo instala personal calificado ese proyecto o ese equipo de alta gama pueden tirarse a la basura por malas instalaciones”, alertó Marco Antonio Guzmán, presidente de la Asociación Mexicana de la Industria Fotovoltaica.

Explicó que el mercado pasó de instalar paneles e inversores a integrar baterías, inversores híbridos y sistemas de gestión energética, lo que exige más especialización, supervisión y protocolos de seguridad ante fallos eléctricos o térmicos e incendios.

Guzmán situó en cerca de 600.000 los proyectos de generación distribuida y advirtió del uso residencial de módulos de 650 y hasta 710 vatios, frente a equipos de alrededor de 550 vatios que considera más adecuados para algunas viviendas.

La transición energética en México

También señaló que el programa gubernamental de techos solares ha llegado a 5.322 viviendas y prevé beneficiar inicialmente a 15.000 familias, por lo que pidió instalaciones y mantenimiento a cargo de personal calificado.

Yolanda Villegas, presidenta de la Asociación Mexicana de Almacenamiento de Electrificación y Movilidad, afirmó que las baterías dejaron de ser un complemento para convertirse en infraestructura estratégica, porque permiten guardar electricidad cuando existe disponibilidad, usarla en horas de mayor demanda, reducir picos y dar continuidad operativa a industrias.

Según Villegas, una nueva planta necesita saber si tendrá energía suficiente, si será confiable y cuánto costará.

Añadió que, en casos como el sector hotelero, el almacenamiento puede reducir hasta 40 % la facturación energética.

Gilberto Sánchez, presidente de la Asociación Nacional de Energía Solar, estimó que México cuenta con unos 14.000 MW solares: 9.000 MW a gran escala y 5.000 MW en generación distribuida al cierre de 2025.

El redactor recomienda:

• Duro Felguera convoca junta en septiembre para aprobar un proyecto clave de de ciclo combinado con Mota-Engil México
• México acelera su giro renovable tras años de parón, con la mirada puesta en Texas y Nuevo México
• Copenhagen Infrastructure Partners alcanza el cierre financiero e inicia la construcción de su primer proyecto en México

Sánchez sostuvo además que el país dispone de más de 93.000 MW de capacidad de generación, frente a una demanda máxima de unos 57.000 MW y una reserva de entre 10% y 12%, por lo que situó el principal cuello de botella en las redes de distribución y en el crecimiento de consumos no previstos.

También pidió ampliar la transición al calor industrial, pues estimó que más del 60 % de la energía consumida por la industria mexicana corresponde a necesidades térmicas.

Además, apuntó a que el país suma más de 5.000 MW de capacidad solar térmica, una tecnología que puede operar durante más de 20 años y sustituir parte del gas usado en procesos productivos.

El director general del Organismo Internacional de Energía Atómica (OIEA), Rafael Grossi, ha afirmado haber hallado "varias toneladas de metal de uranio natural" en una ubicación no declarada en las afueras de la capital siria, Damasco, que serán verificadas y custodiadas por Siria siguiendo las "salvaguardias rutinarias" de la entidad.

"Confirmamos la presencia de varias toneladas de metal de uranio natural. Acordamos con el gobierno que el material no declarado será verificado y estará sujeto a las salvaguardias rutinarias de la Agencia", detalló Grossi en un breve comunicado compartido en su cuenta de X.

La detección de esta cantidad de materiales se dio durante la visita a unas instalaciones, cuya ubicación no compartió, tras acudir previamente al sitio de Deir al Zur, donde Grossi y su equipo observaron "las actividades de excavación en curso".

Posteriormente, visitaron otro lugar, que tampoco identificó, "donde se almacenan grandes cantidades de grafito, que también está relacionada con las actividades nucleares pasadas en Deir al Zur".

Siria y el uranio

En su comunicado, aclaró que se encuentra en Siria como parte de las acciones de la Agencia en el marco de cooperación con el Gobierno sirio "para aclarar y resolver cuestiones pendientes de salvaguardias relacionadas con la implementación de su Acuerdo de Salvaguardias del TNP (Tratado de No Proliferación de Armas Nucleares) con el OIEA".

Anteriormente, en una rueda de prensa conjunta con el ministro de Exteriores sirio, Assad al Shaibani, Grossi afirmó que esta visita suponía "un buen día para la seguridad y la paz mundiales" y que la agencia llevaba dieciocho meses colaborando con las autoridades sirias.

Durante la conferencia de prensa, el jefe de la diplomacia siria dijo que el material nuclear encontrado en un emplazamiento no revelado de Siria no era peligroso y permanecerá bajo custodia siria, sujeto a las garantías del OIEA, sin ofrecer detalles sobre la cantidad de producto hallado.

Shaibani afirmó que el material "permanecerá bajo custodia siria", bajo la supervisión del organismo, y reafirmó el "derecho soberano y legal" de Siria al uso civil y pacífico de la energía nuclear.

El redactor recomienda:

• EEUU anuncia la cooperación Irak-Siria para reconstruir el oleoducto que conecta ambos países
• Irak agradece a Irán permitir a sus petroleros cruzar el estrecho de Ormuz pese a guerra
• La producción de petróleo y gas de Siria se recuperará en 2026 a medida que el gobierno recupere el control de activos clave

Estas declaraciones llegan una semana después de que el digital estadounidense Axios informara, citando a funcionarios israelíes y estadounidenses, de que Washington había negociado un acuerdo para que el OIEA retirara el material nuclear almacenado en una instalación siria clandestina que ambos gobiernos denominan 'Sitio 99' y que incluye concentrado de uranio y otros residuos vinculados al proyecto del reactor de Al Kibar.

El expediente se remonta a un reactor no declarado que Siria construyó, según esa fuente, con ayuda norcoreana en Deir al Zur, destruido en un ataque aéreo israelí en 2007.

El OIEA determinó en 2011 que Damasco incumplía sus obligaciones, cuestión que Bachar al Asad nunca resolvió, y no fue hasta junio de 2025, tras la reunión de Grossi con el actual presidente sirio, Ahmed al Sharaa, que la OIEA recibió acceso inmediato y sin restricciones a lugares relevantes para aclarar actividades nucleares del antiguo régimen.

Sólo un tercio de las gasolinas de Rusia cuenta actualmente con reservas de combustible debido a su escasez por la intensificación de los ataques ucranianos a refinerías rusas, según el diario ruso Izvestia.

Según el medio, hace una semana el combustible estaba disponible en un 41% de las gasolineras del país, lo que demuestra que la situación continúa empeorando.

La semana pasada las autoridades de al menos ocho regiones rusas reconocieron que existen problemas con el combustible en esos territorios.

Rusia y el combustible

También el ministro de Energía ruso, Serguéi Tsiviliov, reconoció hoy que en las gasolineras se forman colas, pero aseguró que las autoridades "trabajan activamente" para resolver la situación.

El redactor recomienda:

• Rusia acusa a Ucrania de frustrar la visita de Grossi a la central nuclear de Zaporiyia
• Las exportaciones petroleras de Rusia se redujeron en 2.000 millones de dólares en julio
• Rusia aprueba la venta de combustible muy por debajo de los estándares de calidad habitual

El gobierno ruso autorizó previamente la venta de combustible Euro-2, por debajo de los estándares de calidad habituales de Euro-5, para abastecer el mercado interno y prohibió la exportación de diésel.

La primera ola de crisis de combustible comenzó en mayo, pero la situación mejoró significativamente durante los meses de verano.

No obstante, en agosto, Ucrania reanudó los ataques a las refinerías rusas, que dio inicio a una nueva ola de escasez de gasolina en este país.

El Organismo Internacional de Energía Atómica (OIEA) calificó de "grave riesgo para la seguridad nuclear" el ataque este martes con un dron en una parada de autobús usada por trabajadores de la central nuclear ucraniana de Zaporiyia, ocupada por Rusia desde marzo de 2022, que causó un muerto y 15 heridos.

El OIEA fue informado del ataque por el director de la central nuclear, que definió lo sucedido como "el peor incidente que ha enfrentado la planta" durante la guerra en Ucrania, explicó el organismo en un mensaje en la red social X.

"El OIEA ha sido informado de que un dron explotó en una parada de autobús utilizada por el personal que va a la planta nuclear de Zaporiyia alrededor de las 06:00 de hoy", hora local (03:00 GMT), señala el mensaje difundido por la agencia nuclear de la ONU.

Zaporiyia y el OIEA

El director general del OIEA, Rafael Grossi, reclamó el fin inmediato de este tipo de ataques y advirtió de que representan un grave riesgo para la seguridad nuclear.

Grossi pidió a los responsables militares, sin señalar cuáles, que "detengan de inmediato estas acciones inaceptables".

El redactor recomienda:

• Rusia acusa a Ucrania de frustrar la visita de Grossi a la central nuclear de Zaporiyia
• El OIEA alerta de los múltiples riesgos en Zaporiyia y otras plantas nucleares de Ucrania
• Rusia acusa a Ucrania de intentar atacar la central nuclear de Zaporiyia con drones

El OIEA también recibió información sobre otros ataques registrados en la zona industrial situada alrededor de la central, aunque señaló que no se produjeron daños a infraestructura nuclear.

Un equipo de inspectores del OIEA está desplegado de forma permanente en la central nuclear, cuyos seis reactores están parados pero necesitan energía para los trabajos de enfriamiento de sus núcleos y mantenerlos en condiciones seguras.

La central de Zaporiyia, la mayor instalación nuclear de Europa cuando estaba activa, fue ocupada por Rusia poco después del inicio de la invasión de Ucrania (en febrero de 2022) y desde entonces Moscú y Kiev se han acusado de poner en peligro la seguridad de la planta.

MEAG, en nombre de Munich Re, ha completado la venta de su participación minoritaria en los parques eólicos de 'Horse Creek' y 'Electra' en Texas a la firma de inversión Ardian, informaron ambas sociedades, que no precisaron el importe de la operación.

En concreto, 'Horse Creek' y 'Electra' son dos parques eólicos terrestres operativos ubicados en Texas, con una capacidad instalada combinada de 460 megavatios (MW).

Los activos contribuyen a la generación de energía renovable dentro del mercado eléctrico de Ercot (Consejo de Confiabilidad Eléctrica de Texas) y han estado en funcionamiento desde 2016.

Según destacaron ambas firmas, el cierre de la transacción marca la exitosa conclusión de una inversión que MEAG ha gestionado desde el año 2017.

La eólica de MEAG

Holland & Knight actuó como asesor legal de MEAG en la transacción, mientras que Santander intervino como asesor financiero. Por su parte, Gibson, Dunn & Crutcher LLP y McGuireWoods LLP sirvieron como asesores legales de Ardian en relación con la operación.

El redactor recomienda:

• Capital Energy obtiene financiación por 165 millones de euros de MEAG
• Q-Energy compra a MEAG 16 parques eólicos de 109 MW en Alemania
• Canadá invertirá 51.000 millones de dólares en energía limpia en el este del país

El jefe de Activos Alternativos América de MEAG Nueva York, Alexander Poll, señaló que la venta de esta participación "refleja el enfoque disciplinado" de la sociedad hacia la gestión activa de la cartera.

Por su parte, la directora de Infraestructura de Ardian, Olivia Genereux, agradeció a Meag "una asociación constructiva y colaborativa durante estos años" y subrayó que consolidar la propiedad total de estos activos "brinda la plataforma y la flexibilidad necesarias para ejecutar la siguiente fase del plan de gestión de activos y liberar todo su potencial".

La irrupción de Geely en el mercado europeo está siendo más que sonado. Al desembarco de sus dos primeros modelos, el Starray EM-i y el Geely E5 (contacto) y la confirmación de la llegada del E2 (prueba) con especificación europea que conduciremos en unas semanas, se ha añadido la vertiente de producción.

Sin embargo, el camino elegido por el grupo Chino ha sido distinto al de otros fabricantes del gigante asiático a la hora de querer producir coches en el Viejo Continente. En lugar de levantar grandes fábricas propias desde cero, está aprovechando una estructura industrial que lleva años construyendo a través de participaciones, marcas y alianzas. De esta forma, acaba de anunciar que para 2028 (mismo año en el que arrancará la producción en Almussafes), buena parte de sus modelos de alto standing empezarán a salir de las plantas europeas de Volvo Cars.

Un plan por definir

Grupo Geely gana 1.162 millones de euros en el primer semestre del año, un 2% menos

No se han confirmado todavía los modelos ni la factoría elegida, como tampoco qué marcas participarán, pero por la estructura actual de Geely Auto, Zeekr y Lynk&Co son los candidatos más evidentes. En lo relativo al lugar escogido, Volvo cuenta actualmente con fábricas en Gante (Bélgica), Torslanda (Suecia) a los que se acaba de unir la nueva planta de Košice (Eslovaquia). Gante es, según las mismas informaciones, la que parece mejor colocada. Allí ya se produce el Volvo EX30 (contacto), desarrollado sobre la plataforma SEA del grupo Geely y emparentado técnicamente con modelos como el Zeekr X.

Europa deja de ser únicamente un mercado de exportación

Zeekr desembarca en España con cuatro modelos eléctricos premium con altas prestaciones y autonomías

Geely Auto vendió 474.228 vehículos fuera de China durante el primer semestre de 2026, un 158% más que un año antes. El grupo se ha marcado como objetivo alcanzar alrededor de 600.000 ventas anuales en Europa dentro de los próximos dos o tres años. Sostener ese volumen únicamente mediante importaciones desde China empieza a tener menos sentido por costes logísticos, aranceles y regulación europea.

Volvo ya había abierto la puerta

VÍDEO| Primera prueba del Volvo XC90: lujo para la eternidad

Su responsable industrial, Francesca Gamboni, explicó durante una presentación estratégica que compartir fábricas es una práctica normal en la industria y que Volvo estudiaría este tipo de proyectos especialmente con Geely, su principal accionista, siempre que permitiesen reducir costes y aprovechar mejor las instalaciones. Hay precedentes, no obstante. Volvo y Geely comparten arquitecturas desde hace años y la plataforma CMA se utilizó en modelos de Volvo, Lynk & Co y Polestar. También está previsto que el Polestar 7 se fabrique en Košice desde 2028.

Valencia completa el mapa europeo de Geely

fábrica de Almussafes (Valencia), para producir vehículos de ambos fabricantes. Ford conservará el 66% de la sociedad y Geely el 34%. Si recibe las autorizaciones previstas, empezará a operar durante la primera mitad de 2027 y los primeros vehículos saldrán de las líneas en 2028.

El plan industrial incluye tres modelos multienergía de Ford y dos eléctricos de Geely. La planta valenciana dispone de una capacidad potencial cercana a 500.000 vehículos anuales, por lo que el acuerdo permite a Ford elevar su utilización mientras Geely consigue fabricar dentro de la Unión Europea sin afrontar el coste ni los plazos de construir una factoría nueva.

aranceles que la UE aplica a los eléctricos producidos en China. Pero limitar la operación a una maniobra para evitarlos sería quedarse corto. Producir en Europa permite acortar la logística, acercarse a proveedores locales, responder con mayor rapidez a la demanda y cumplir con una regulación comunitaria que concede cada vez más importancia al origen de los vehículos, las baterías y sus componentes.

La estrategia contrasta con la seguida por BYD, que ha optado por construir sus propias instalaciones en Hungría y Turquía. Geely parece preferir compartir activos industriales ya disponibles, una fórmula más rápida y probablemente menos intensiva en capital. Sea como fuere, Geely no solo ha entrado en el mercado europeo, ahora está construyendo la capacidad industrial necesaria para quedarse.

Los retrasos en la entrega de nuevos aviones obliga a las aerolíneas a posponer la renovación de su flota y, en consecuencia, operar con aeronaves de generaciones anteriores que consumen más combustible, lo que genera un aumento de alrededor de 3.000 millones de dólares (2.591,7 millones de euros) en sus costes anuales.

Así se desprende de un estudio de la Asociación Internacional de Transporte Aéreo (IATA), en el que ha destacado que la modernización de la flota es una "importante herramienta" para la descarbonización del sector, pero las demoras en los envíos, causados por problemas en la cadena de suministro y la fabricación, están ralentizando el progreso.

Por tipología de avión, los de fuselaje ancho de última generación reducen las emisiones de CO2 por asiento-kilómetro disponible (ASK) en un 20%. En el caso de los de fuselaje estrecho y los regionales, la bajada es aún mayor, del 24% y 40%, respectivamente.

El consumo de combustible

En total, el uso de aeronaves antiguas genera aproximadamente 12 millones de toneladas de emisiones adicionales de CO2 al año, lo que equivale al 1,2% de las emisiones totales de la industria o a las de 2,6 millones de automóviles.

El redactor recomienda:

• El gremio de hidrocarburos afirma que Perú debe aprovechar los recursos ante la subida de los combustibles
• Japón, ante su resurreción nuclear: la delgada línea entre el éxito y el fracaso
• Rumanía baja un 20 % el impuesto al diésel durante dos semanas ante el aumento de precios

Tal y como ha explicado el organismo, esto representa el doble del ahorro que se obtendría al utilizar todo el combustible de aviación sostenible (SAF), que se calcula que se producirá en 2026, lo que evitaría unas seis millones de toneladas de emisiones de CO2, o el 0,6% de las emisiones totales de CO2 de la industria aérea.

Además, la falta de aeronaves modernas también conlleva mayores emisiones distintas al CO2, ya que las nuevas tecnologías de motores, como las cámaras de combustión de mezcla pobre, emiten muchos menos óxidos de nitrógeno y reducen significativamente las partículas no volátiles.

Las empresas saudíes Aramco y Maaden ha anunciado la firma de un acuerdo para constituir una empresa conjunta para aprovechar nuevas oportunidades en la explotación minera y la extracción de cobre, así como otros minerales clave en Arabia Saudí.

"Esta colaboración tiene como objetivo localizar minerales en la zona de la empresa conjunta. Se espera que la experiencia de Maaden, nuestro personal, la computación de alto rendimiento y la inteligencia artificial desempeñen un papel fundamental a la hora de acelerar el descubrimiento de minerales de transición clave a bajo coste", afirmó el vicepresidente de Minerales de Transición de Aramco, Saleh al Saleh.

En este contexto, los planes para la empresa conjunta pasan porque Maaden -mayor productor de metales y minerales de Oriente Medio- posea el 51%, mientras Aramco -la compañía petrolera más grande del mundo- se queda con el 49%.

La actividad se centrará en la conocida como Zona de Transición dentro de la Plataforma Arábiga, un área de una extensión de 182.000 kilómetros cuadrados -casi el 10 % de la superficie total de Arabia Saudí- que discurre en paralelo al Escudo Arábigo.

El cobre para Aramco y Maaden

Por su parte, el vicepresidente ejecutivo de Exploración de Maaden, Darryl Clark, afirmó que al combinar la experiencia de Maaden con el "extraordinario" conocimiento de Aramco sobre la Plataforma Arábiga, tendrían "la oportunidad de avanzar más rápido, explorar de forma más inteligente y crear nuevas oportunidades para descubrir los minerales que impulsarán la transición energética".

El redactor recomienda:

• Los hutíes atacan de nuevo una refinería de Aramco tras el pacto entre Arabia Saudí, Turquía y Pakistán
• Aramco bate expectativas y gana un 26% más que el año pasado a pesar del bloqueo en Ormuz
• Un dron impacta en una refinería de Aramco en el Mar Rojo e interceptan un misil en el puerto de Yanbu

El proyecto centrará sus esfuerzos en la búsqueda de cobre, un material estratégico para vehículos eléctricos, redes e infraestructuras renovables cuyo mercado global prevé pasar de los 250.000 millones de dólares actuales a más de 400.000 millones en 2035.

La entidad también buscará otros recursos como zinc, plomo y tierras raras.

La puesta en marcha definitiva de esta sociedad conjunta queda sujeta al cumplimiento de las pertinentes autorizaciones regulatorias, corporativas y de competencia.

Ucrania frustró una visita a la central de Zaporiyia del director general del Organismo Internacional de Energía Atómica (OIEA), Rafael Grossi, prevista para los próximos 20 y 21 de agosto, ha denunciado la portavoz de la diplomacia rusa, María Zajárova, hecho que calificó de "paso irracional" de Kiev.

"La decisión de Ucrania de frustrar el viaje del 20 y 21 de agosto del director general del OIEA, Rafael Grossi, a la central nuclear de Zaporiyia y la ciudad de Energodar (...) es un nuevo paso irracional" de las autoridades ucranianas, señaló en un comentario publicado en el portal oficial del Ministerio de Exteriores ruso.

Zajárova señaló que esta visita debía coincidir con una nueva rotación de los inspectores de la misión permanente del OIEA en la central nuclear.

La diplomática señaló que los pormenores de esta visita "fueron preparados con antelación por la Secretaría del OIEA y la parte rusa".

"Nosotros ofrecimos las garantías de seguridad necesarias, que satisficieron totalmente a la agencia. Sin embargo Kiev amenazó cínicamente al director general del OIEA, al declarar directamente que no garantiza su seguridad si accede a la central nuclear de Zaporiyia por territorio ruso", indicó.

Según Zajárova, "esto es una nueva muestra de desprestigio por parte del régimen de Kiev".

"No oculta sus intenciones criminales contra el director de una de las organizaciones internacionales más importantes, convirtiéndole de hecho en un objetivo. Es comprensible que, en estas circunstancias, Grossi se viera obligado a cancelar su visita", añadió.

Sostuvo que "dadas las circunstancias actuales, el OIEA no tiene más remedio que reconocer finalmente que las amenazas contra la central nuclear de Zaporiyia provienen de Ucrania, algo que la parte rusa lleva afirmando desde hace varios años".

Zaporiyia

Zajárova recordó que no es la primera vez que la parte ucraniana impide la rotación de los inspectores del OIEA, viola los alto el fuego acordados para la reparación de instalaciones energéticas y ataca el transporte de los especialistas de la agencia.

"Los crímenes de Kiev no tienen fin. En la mañana de este 18 de agosto atacaron una parada de transporte público en Energodar" a consecuencia del cual murió un civil y otros 16 resultaron heridos, dijo.

El redactor recomienda:

• El OIEA alerta de los múltiples riesgos en Zaporiyia y otras plantas nucleares de Ucrania
• Rusia acusa a Ucrania de intentar atacar la central nuclear de Zaporiyia con drones
• Rusia denuncia la muerte del ingeniero jefe de central de Zaporiyia tras un ataque de Kiev

Denunció que "nada de esto sería posible sin el apoyo político constante de los países de Occidente a (el presidente de Ucrania, Volodímir) Zelenski y a su camarilla, enloquecida por la sensación de impunidad".

"Esto incita al régimen de Kiev a emprender acciones cada vez más temerarias y a crear amenazas a la seguridad nuclear que podrían tener consecuencias nefastas para el mundo entero", aseveró, al condenar el silencio cómplice y el apoyo a Zelenski por parte de Occidente.

El OIEA mantiene desde agosto de 2022 una misión permanente de inspectores en la central nuclear de Zaporiyia, la mayor de su tipo en Europa, para evaluar los posibles daños físicos y la seguridad de la planta y prevenir un accidente nuclear en plena zona de conflicto.

El primer ministro de Portugal, el conservador Luís Montenegro, ha asegurado que la compra de cerca del 13,7% de Redes Energéticas Nacionales (REN) por parte del Estado portugués podría reducir los costes de la electricidad, a la vez que indicó que el objetivo es reforzar la red eléctrica nacional.

"El objetivo de nuestra presencia en la Red Eléctrica Nacional es poder contribuir aún más, de forma aún más permanente, a la consecución de un sistema cuyas inversiones permitan reforzar la red para que pueda llegar más fácilmente a los hogares y también a las empresas, con el fin de reducir los costes de forma efectiva", dijo Montenegro en declaraciones a la prensa.

El primer ministro opinó que no es la intervención directa en la red la que provocará cambios en el precio, pero sí que afirmó que "es una de las condiciones para proteger el interés estratégico de contar con una red más resiliente, de proteger las infraestructuras críticas y de hacer que el sistema funcione de manera que pueda optimizarse".

Relacionado:

El precio de la gasolina sube a 1,984 euros y el gasóleo a 2,102 euros en Portugal

Y todo esto hará que posteriormente "se refleje en las condiciones de acceso".

El Gobierno anunció la semana pasada que el Estado portugués vuelve al capital de REN tras 12 años al haber acordado la compra de cerca del 13,7% del accionariado a Pontegadea Inversiones S.L., el vehículo inversor del empresario español Amancio Ortega.

El cierre y abandono de las minas de carbón en las comarcas de El Bierzo y Laciana (León) continúa dejando huella en el medio ambiente décadas después del fin de la actividad extractiva.

Un estudio de la Universidad de León (ULe) ha constatado la presencia de aguas ácidas, sulfatos y metales pesados en ríos, arroyos, fuentes, manantiales y pozos de ambas comarcas, una contaminación vinculada a antiguas explotaciones mineras y que, en algunos casos, compromete la calidad del agua para consumo humano.

La investigación consultada por EFE, presentada en las jornadas GeoLaciana 2026 el pasado mes de julio por David Ángel García García, analiza 92 puntos de muestreo distribuidos por una superficie de 3.450 kilómetros cuadrados entre El Bierzo y Laciana.

Los trabajos de campo se desarrollaron entre octubre de 2020 y abril de 2022 e incluyeron cuatro campañas de toma de muestras, tanto en aguas superficiales como subterráneas.

Según las conclusiones del estudio, el abandono de las explotaciones carboneras ha favorecido la aparición de lixiviados procedentes de escombreras y bocaminas que generan drenajes ácidos cargados de sulfatos y metales pesados. Estas aguas terminan alcanzando ríos y arroyos y, de forma más lenta, también algunos acuíferos.

El investigador recuerda que en la zona existían ya catalogadas más de 600 escombreras y medio centenar de puntos de lixiviado, aunque considera necesario actualizar ese inventario para conocer la situación actual.

Concentraciones elevadas de sulfatos y metales

Los resultados muestran que la afección es más evidente en las aguas superficiales, especialmente en cuencas vinculadas históricamente a la actividad minera. Entre los cursos fluviales más afectados destaca el río Tremor y algunos afluentes como el arroyo de la Silva o el Rodrigatos, donde se detectan concentraciones elevadas de sulfatos y metales.

El estudio identifica asimismo concentraciones que superan los límites establecidos para determinados elementos en la normativa de calidad del agua de consumo, entre ellos aluminio, hierro, manganeso, níquel, arsénico o plomo en puntos concretos de la red hídrica.

La investigación concluye que existe una conexión entre las aguas superficiales y subterráneas que favorece la propagación de la contaminación. Aunque los acuíferos muestran una afectación menor, los datos apuntan a que esta podría estar aumentando con el paso del tiempo.

Los análisis también revelan fenómenos de atenuación natural en algunos sectores, gracias a la dilución producida por aportes de aguas limpias o por procesos geoquímicos que reducen parcialmente la contaminación.

El redactor recomienda:

• China apuesta por el gas sintético a partir de carbón para reforzar su seguridad energética frente al riesgo geopolítico
• China busca el pico de emisiones industriales antes de 2030 con nuevo plan quinquenal verde
• La sensibilidad al precio marca el consumo energético en Alemania

Pese a ello, el trabajo advierte de que los drenajes procedentes de minas abandonadas continúan vertiendo de manera constante aguas ácidas a la red fluvial.

Necesidad de nuevos estudios hidroquímicos

Por ello, el autor considera prioritario desarrollar nuevos estudios sobre la hidroquímica de los acuíferos, actualizar la localización de los puntos de lixiviado y profundizar en el conocimiento de la relación entre las galerías mineras abandonadas y las masas de agua de la zona.

La investigación pone de manifiesto que el impacto ambiental de la minería del carbón sigue presente en algunas de las principales cuencas hidrográficas del noroeste leonés y que sus efectos continúan condicionando la calidad del agua años después del cierre de las explotaciones.

Iberdrola ha firmado un acuerdo con Civitatis en el marco de su programa de fidelización 'Mi Iberdrola' que permitirá a sus clientes adheridos a él acceder a las actividades de la plataforma de venta de visitas guiadas y excursiones por todo el mundo, al mejor precio disponible y recibir una bonificación adicional que podrán emplear en cualquiera de los productos y servicios del programa, informó la compañía.

El programa 'Mi Iberdrola', que es 100% gratuito y está disponible para cualquier cliente de la compañía, premia con ahorros, descuentos y ofertas exclusivas que evolucionan continuamente a través de acuerdos con empresas de múltiples sectores, como tecnología, supermercados, ocio, hogar, hoteles, deportes, restauración o moda.

Además, también da acceso a experiencias exclusivas, como entradas a conciertos, museos y competiciones deportivas nacionales e internacionales.

Iberdrola y Civitatis

Por su parte, Civitatis, con más de cinco millones de valoraciones verificadas de viajeros de todo el mundo, es una plataforma de referencia para reservar actividades en destino con confianza y seguridad.

La 'chief B2B Sales Officer de Civitatis, Verónica de Iscar, destacó que colaborar con Iberdrola, "supone un paso muy relevante" para la plataforma, ya que el acuerdo permite seguir ampliando su alcance y acercar sus experiencias a nuevos públicos, "reforzando su apuesta por alianzas estratégicas que integren el viaje dentro de la vida cotidiana de las personas".

El redactor recomienda:

• Iberdrola completa la instalación de las cimentaciones de su 'megaproyecto' de eólica marina 'East Anglia 3'
• Iberdrola impulsa su productividad con 500 agentes de IA dando soporte a distintas actividades del grupo
• Iberdrola | bp pulse y Electromaps se alían para facilitar la movilidad eléctrica entre España y Portugal

Por su parte, María Sampedro, responsable de 'Mi Iberdrola', valoró que el programa de fidelización de la eléctrica buscamos incluir cada vez más beneficios para poder premiar la confianza que sus clientes depositan en la compañía.

"Con este nuevo acuerdo sumamos una nueva ventaja en la categoría de ocio y viajes de la mano de la empresa líder en la distribución online de visitas guiadas, excursiones y actividades en español por todo el mundo", dijo.

La Sociedad Peruana de Hidrocarburos (SPH) ha expresado que la medida anunciada por el Gobierno de la presidenta de Perú, Keiko Fujimori, de otorgar subsidios a transportistas ante el aumento de precio de combustibles debe ir acompañada de políticas a largo plazo, especialmente orientadas a aprovechar los recursos del país.

El gremio expresó en un comunicado su solidaridad con las familias, transportistas y pequeños negocios afectados por el incremento del precio de los combustibles, situación que viene impactando sus actividades e ingresos en distintas regiones del país.

También, agregó que entregar subsidios del 15 al 20% a transportistas de pasajeros y de carga, así como a usuarios de transporte en Lima y la provincia del Callao, anunciados el viernes por Fujimori, se trata de una medida necesaria para atender la coyuntura, pero que debe complementarse con soluciones de largo plazo.

“Los mecanismos de alivio son importantes, pero no pueden reemplazar una política energética de largo plazo. El Perú necesita aprovechar sus recursos de hidrocarburos, promover nuevas inversiones y desarrollar infraestructura para garantizar una energía más competitiva y segura”, señaló el presidente de la SPH, Felipe Cantuarias.

En este contexto, mencionó que Ucayali, región selvática donde iniciaron las protestas por el aumento de los precios, cuenta con recursos de gas natural que pueden fortalecer su seguridad energética y generar nuevas oportunidades para las familias y actividades productivas.

"Ucayali es una zona productora de gas natural; lo que falta no es el recurso, sino masificar su consumo y desarrollar la infraestructura necesaria para que este recurso beneficie a todos", señaló Cantuarias.

Los hidrocarburos en Perú

La SPH recordó que el proyecto Siete Regiones, un plan que contempla la construcción de 3.700 kilómetros de redes de gas natural, permitirá que Ucayali, junto con Apurímac, Ayacucho, Huancavelica, Junín, Cusco y Puno, acceda al gas natural con una tarifa nivelada, equivalente a la que se paga en Lima.

El redactor recomienda:

• Enagás prevé decisión final sobre GSP en primer trimestre de 2027, aunque confía en diálogo con nuevo gobierno
• Perú fija mirada en el uranio y el litio como minerales claves para transición energética
• Acciona Energía cierra la venta de 64MW hidráulicos a White Summit Capital por 66 millones

La iniciativa contempla una inversión estimada de 550 millones de dólares financiada íntegramente por el sector privado, y beneficiará a más de 2,5 millones de consumidores residenciales.

"Cada mes que este proyecto no se firma es un mes más en que las regiones pagan la energía más cara del país, a pesar de contar con el recurso en su propio territorio. El proyecto está listo, requiere inversión privada y solo espera la decisión para destrabarlo", agregó Cantuarias.

Finalmente, la SPH planteó poner en valor las reservas de crudo y gas de la cuenca de Ucayali y otras zonas del país, para convertir estos recursos en mayores oportunidades de desarrollo.

Una elevada irradiación solar, el incremento del autoconsumo y la creciente penetración del vehículo eléctrico convierten a España en un enclave atractivo para las fotolineras, infraestructuras de recarga alimentadas por energías limpias que buscan socializar las ventajas económicas de la producción renovable.

Aun cuando el despliegue de este negocio es incipiente, la española Eranovum ya habla de 'eco-hubs' y se marca un "ambicioso" horizonte a 2030 que implicaría tener 1.500 puntos de recarga operativos, alrededor de unas 20 o 30 fotolineras, en los principales corredores y autovías del país, cuenta a EFE su responsable para la región Iberia, Álvaro Gutiérrez.

Fotolineras

Una fotolinera es un punto de recarga público en el que la energía proviene de placas solares fotovoltaicas situadas en una marquesina, tejado u otra estructura próxima.

"Es una de las combinaciones más interesantes para avanzar hacia una movilidad verdaderamente descarbonizada", explica el director general de la Asociación Empresarial para el Desarrollo e Impulso de la Movilidad Eléctrica (Aedive), Arturo Pérez de Lucia.

En declaraciones a EFE, Pérez de Lucia insiste en que la energía solar "permite reducir el coste de la electricidad, disminuir la dependencia de la red y mejorar el aprovechamiento del autoconsumo, especialmente cuando la carga del vehículo coincide con las horas de mayor producción fotovoltaica".

Ahora bien, esta generación depende de la hora del día y de la meteorología, por lo que las instalaciones suelen apoyarse en la red eléctrica y, en algunos supuestos, almacenamiento mediante baterías, para garantizar un servicio continuo.

Se remite a la experiencia de Alemania, con múltiples proyectos que integran energía fotovoltaica, baterías y cargadores rápidos, y de Países Bajos, donde se han desarrollado estaciones con marquesinas solares en aparcamientos públicos y privados.

Además, EEUU ha impulsado instalaciones solares para alimentar parte de la infraestructura de recarga en empresas y campus tecnológicos, mientras que Japón ha desarrollado proyectos donde la energía solar y el almacenamiento sirven de respaldo energético y para aumentar la resiliencia del sistema.

En la mayoría de los casos, estas instalaciones no funcionan de forma aislada, sino integradas con la red eléctrica.

Ventajas

Las fotolineras proyectadas por Eranovum - vinculadas a tecnología fotovoltaica, aunque hay una iniciativa con eólica- también presentan una "pequeña conexión de una potencia limitada en baja tensión", pero "dentro de muy poco ni siquiera será necesario".

A día de hoy, lo crítico del desarrollo de la recarga interurbana en España es "tener la potencia necesaria en cada punto de carretera donde va a haber demanda", dice el director de Eranovum para Iberia, y defiende que sistemas como estos descargan la red al producir y dotar a las ubicaciones de energía propia.

Desde Aedive coinciden en que las fotolineras pueden aumentar la disponibilidad de puntos de recarga en zonas donde la red presenta limitaciones, y aliviar parcialmente la demanda sobre la infraestructura eléctrica en determinadas franjas horarias.

Todo al tiempo que se aprovechan fuentes renovables y se reduce el coste operativo de la recarga, subraya Pérez de Lucia. A falta de definir su primera operativa, Eranovum aspira a ofrecer un precio "muy competitivo" y dinámico, que será más barato cuando la producción solar sea mayor.

'Eco-hubs'

Los planes de la empresa son más "ambiciosos", con 'eco-hubs' pioneros por su "intensidad de uso y tamaño" y proyectos inmediatos de 16 a 20 puntos de recarga de alta potencia en cada uno, y un área para vehículos pesados.

El redactor recomienda:

• Iberdrola | bp pulse y Electromaps se alían para facilitar la movilidad eléctrica entre España y Portugal
• 1 de cada 4 puntos de recarga instalados en España sigue fuera de servicio: la conectividad se consolida como un factor clave para la movilidad eléctrica
• Hyundai e Iberdrola ofrecen hasta 10.000 kilómetros de recarga gratuita con la compra de un vehículo eléctrico

"La idea es que se pueda escalar pasados tres o cuatro años, con lo que la infraestructura de producción y almacenamiento estará ya dotada para poderse ampliar", indica Gutiérrez, que deja la puerta abierta a exportar el modelo a Francia y Bélgica, donde Eranovum cuenta con actividad.

La rentabilidad

Para Aedive, las fotolineras pueden convertirse en un "complemento estratégico" para la electromovilidad en ubicaciones con alta disponibilidad de espacio, buena irradiación solar y patrones de recarga previsibles.

En su opinión, el mayor valor estaría donde existe una demanda de recarga durante muchas horas de sol, siendo interesante en áreas rurales o zonas con capacidad limitada de la red, especialmente en combinación con almacenamiento; no obstante, su viabilidad económica dependerá de su uso.

Sobre su rentabilidad, Pérez de Lucia advierte de que "no existe una única cifra", pues depende del precio eléctrico, del coste de la instalación, del número de recargas y del autoconsumo obtenido. En general, será más rentable cuanto más se use, y cuando hay ayudas públicas o incentivos fiscales.

Pero para que las fotolineras progresen hay que avanzar "en varios frentes", como simplificar y agilizar los trámites administrativos para instalar puntos de recarga y sistemas fotovoltaicos; reducir los tiempos de conexión a la red; impulsar incentivos que integren renovables, almacenamiento y recarga; e incrementar la demanda con un mayor parque de vehículos eléctricos, concluye.

El presidente brasileño, Luiz Inácio Lula da Silva, ha defendido el derecho de Brasil a explotar petróleo en un área marina próxima a la desembocadura del río Amazonas, pese a las controversias ambientales y climáticas generadas por el proyecto.

"Todos saben de la polémica generada por esta exploración, pero solo hoy supe que estamos a una distancia de más de 500 kilómetros de la desembocadura del Amazonas", afirmó Lula al minimizar las controversias, tras visitar la embarcación desde la que se hace la polémica perforación.

Lula acudió a la región tan solo tres días después de que la petrolera estatal Petrobras anunciara el hallazgo de hidrocarburos en las perforaciones que realiza a unos 175 kilómetros de la costa del estado de Amapá (norte), en el horizonte exploratorio conocido como Margen Ecuatorial.

Lula agregó que el primer hallazgo confirma los estudios de Petrobras, según los cuales la región puede contener gigantescas reservas, que le pueden garantizar al país muchos años de generación de riqueza, renta y empleo.

"Voy a llevarme a casa esto aquí (un tubo con una muestra del petróleo extraído) porque este puede ser el pasaporte para el futuro del país. Y, cuando digo esto, no quiero decir que estoy descartando que seguiremos luchando para llegar a un día en que no necesitaremos combustibles fósiles", afirmó el líder progresista.

De acuerdo con los grupos ecologistas, además de los grandes riesgos de extraer petróleo en una región de un alto valor biológico pero muy vulnerable, explotar el Margen Ecuatorial contradice las políticas brasileñas de descarbonización y transición energética.

Amazonas y la explotación petrolera

El presidente admitió que cuando Brasil se preparaba para organizar la conferencia climática COP30, en octubre del año pasado, algunos le recomendaron que no anunciara públicamente que las autoridades ambientales habían concedido la licencia para que Petrobras perforara en el Margen Ecuatorial, para no sabotear una reunión mundial destinada a discutir la transición energética.

"Pero yo decidí que teníamos que anunciarlo porque lo que está en juego son los intereses de Brasil", dijo.

Según Lula, explotar la región no significa que Brasil deje de ser un país importante en la producción de biocombustibles y una potencia en renovables.

El redactor recomienda:

• Petrobras prevé producir petróleo cerca de la desembocadura del Amazonas en siete años
• La estatal Petrobras anuncia el hallazgo de hidrocarburos en la cuenca de Foz do Amazonas
• Brasil impone condiciones a reiniciar la perforación de pozo petrolero cerca del Amazonas

"Aquí estamos firmes y fuertes porque esto será riqueza para la población brasileña, pero tampoco estoy diciendo que no vamos a cuidar del medioambiente", dijo.

Lula, inmerso ya en plena campaña electoral de cara a las elecciones presidenciales de octubre, citó tecnologías con las que cuenta Petrobras que permiten cerrar los pozos submarinos cuando se detecte cualquier tipo de incidente o de derrame.

Dijo que su preocupación también obedece al interés del Gobierno de mantener preservado el ambiente en Amapá, estado amazónico en el que el 87% de su territorio es reserva natural.

El líder progresista admitió que aún no se sabe cuánto demorará Petrobras en concluir los estudios y declarar si la explotación de las reservas en la región es viable comercialmente, pero afirmó que los indicios hasta ahora son prometedores.

"Ya perforamos 3.000 metros de rocas en una región en que el mar tiene una profundidad de 3.000 metros y nos faltan otros 1.000 metros para saber si lo que descubrimos es petróleo de calidad y si su explotación es viable", indicó.

El Gobierno canadiense ha anunciado un acuerdo energético valorado en cerca de 70.000 millones de dólares canadienses (unos 51.000 millones de dólares estadounidenses o 43.680 millones de euros) para ampliar la producción hidroeléctrica y desarrollar nuevas infraestructuras en la Península de Labrador.

Ottawa calificó el anuncio como la mayor inversión en energía limpia de la historia de Norteamérica.

El primer ministro canadiense, Mark Carney, dijo que el Gobierno federal proporcionará hasta 10.000 millones de dólares canadienses en financiación para ampliar y modernizar la central hidroeléctrica de Churchill Falls, construir nuevas líneas de transmisión, promover un gran parque eólico terrestre en Labrador y desarrollar el proyecto de Gull Island, una nueva central hidroeléctrica con capacidad de 2.250 megavatios.

Los proyectos casi triplicarán la capacidad de generación actual de Churchill Falls, hasta alcanzar en conjunto unos 14.000 megavatios, lo que permitirá generar electricidad suficiente para abastecer a las tres mayores ciudades del país, Toronto, Montreal y Vancouver.

Ottawa calcula además que las inversiones generarán unos 23.000 empleos durante la construcción y aportarán 31.000 millones de dólares canadienses al producto interior bruto (PIB) del país hasta principios de la década de 2040.

La energía limpia para Canadá

El acuerdo fue presentado en San Juan de Terranova por Carney junto con la primera ministra de Quebec, Christine Fréchette, y su homólogo de Terranova y Labrador, Tony Wakeham.

La nueva fórmula sustituirá el polémico acuerdo de Churchill Falls de 1969, considerado durante décadas en Terranova y Labrador extremadamente favorable a Quebec.

Según el Gobierno de Terranova y Labrador, el nuevo pacto elevará hasta 49.000 millones de dólares canadienses el valor actual neto del acuerdo para la provincia y le garantizará acceso a 985 megavatios de capacidad de transmisión a través de Quebec para vender electricidad directamente a otros mercados, incluidos Estados Unidos.

Hydro-Québec, la empresa pública de electricidad de Quebec, pagará además a partir del próximo año 1,8 centavos por kilovatio hora por la electricidad de Churchill Falls, frente a los actuales 0,2 centavos, un precio que aumentará un 14% anual hasta alcanzar 11,5 centavos en 2041.

El redactor recomienda:

• El valor del comercio de gas natural y electricidad entre EEUU y Canadá aumentó en 2025
• Nueva York importa más electricidad de Canadá tras la apertura de una línea de transmisión de alta tensión
• El ciclo combinado que Técnicas Reunidas construirá en Canadá por 570 millones suministrará energía a Meta

El pacto deberá convertirse en acuerdos definitivos antes del 31 de marzo de 2027, salvo que las partes decidan prorrogarlo.

La central hidroeléctrica de Churchill Falls, una de las mayores del mundo con una capacidad de 5.428 megavatios y la segunda de Canadá, fue construida en 1970 entre las provincias de Terranova y Labrador y Quebec con un coste de alrededor de 1.000 millones de dólares.

El acuerdo en vigor entre las dos provincias establece que la mayor parte de la electricidad generada por Churchill Falls, unos 34 teravatios hora (TWh), se venda a Quebec a un precio de descuento que actualmente es de 0,2 centavos por kilovatio hora.

X-Elio ha completado la venta de su planta solar fotovoltaica Funaki de 14 MW, ubicada en Ube, en la prefectura de Yamaguchi (Japón), a Sun Trinity, empresa de energías renovables creada conjuntamente por Sumitomo Corporation y Shikoku Electric Power.

La operación se produce tras la puesta en marcha de la planta, construida en los terrenos de un antiguo campo de golf, que ya está plenamente operativa y genera más de 17.000 MWh de energía limpia al año. Amazon ha suscrito un acuerdo de compraventa de energía a largo plazo (PPA) para la planta, en apoyo a su objetivo de alcanzar cero emisiones netas de carbono en sus operaciones en 2040, como cofundador de The Climate Pledge.

Esta venta se enmarca en la estrategia de X-Elio en Japón, donde la compañía ya ha construido una cartera de plantas solares de 393 MW y cuenta con una pipeline adicional de 494 MW en proyectos solares fotovoltaicos y de almacenamiento energético con baterías (BESS) en distintas fases de desarrollo. La operación pone de manifiesto la capacidad de X-Elio para desarrollar, construir y transferir con éxito activos renovables de alta calidad a inversores de largo plazo, al tiempo que continúa reforzando su presencia en uno de sus mercados estratégicos clave.

Relacionado:

X-Elio se adjudica 30 MWac en la 27ª subasta solar FIP de Japón

Para Sun Trinity, la adquisición de la planta solar fotovoltaica Funaki representa un paso importante en la expansión de su cartera de energías renovables y en el fortalecimiento de su capacidad para responder a las diversas necesidades de descarbonización de los clientes corporativos en Japón. Mediante la combinación de proyectos de nueva construcción con activos operativos adquiridos a través de transacciones en el mercado secundario, Sun Trinity aspira a ofrecer soluciones flexibles de aprovisionamiento de energía renovable, incluidos PPAs corporativos on-site y off-site, adaptadas a las necesidades específicas de sus clientes.

El coste de los servicios de operación del sistema eléctrico alcanzan los 3.360 millones de euros hasta mediados de agosto, lo que representa un incremento del 36% respecto al mismo periodo de 2025, según los datos del último informe del Observatorio del coste de los servicios de operación, del que forman parte las patronales de las grandes eléctricas Aelec, de las comercializadoras independientes (ACIE y Acenel), de la gran industria electrointensiva (AEGE) o la gran patronal empresarial CEOE.

En concreto, el Observatorio estima que en la primera quincena de agosto los consumidores eléctricos han asumido un sobrecoste adicional de 15,30 euros por megavatio hora (MWh) derivado de estos servicios de operación, superando los 190 millones de euros en el periodo.

Así, desde el inicio de 2026, este sobrecoste promedia 21,24 euros/MWh, en niveles similares al coste de las redes, lo que eleva la factura acumulada del año hasta esos 3.360 millones de euros.

El Observatorio calcula que el peso de estos costes de los servicios de operación representa un impacto del 5% para una factura de un consumidor doméstico, de un 8% para una pyme y de hasta un 13% para un electrointensivo.

Las Eléctricas y el coste de los servicios de operación

Junto a Aelec, de la que forman parte Endesa, EDP España o Iberdrola; ACIE, Acenel, AEGE y CEOE, también forman parten del Observatorio la Alianza por la Competitividad de la Industria Española, la confederación de consumidores Consumes o la Confederación Española de la Pequeña y Mediana Empresa (Cepyme).

En su último informe, las entidades que forman parte del Observatorio insisten en que, en los últimos meses, los costes asociados a la operación del sistema han experimentado un incremento significativo, "trasladándose directamente a la factura eléctrica de los consumidores y alcanzando en numerosos periodos niveles superiores al propio precio de la energía".

El redactor recomienda:

• La fiscalidad y la seguridad de suministro, las claves del futuro nuclear en España
• La prórroga de Almaraz amenaza con aumentar un 40% la energía renovable desperdiciada en España
• Red Eléctrica apuesta por seguir fortaleciendo el sistema aun con la prórroga de Almaraz

Asimismo, subrayan que este incremento se ha visto especialmente agravado por la aplicación de medidas extraordinarias como la denominada operación reforzada tras el apagón del 28 de abril de 2025, que "se ha intensificado de forma notable, provocando un aumento sustancial de los costes que soportan hogares y empresas".

"Todo ello se traduce en una señal de precios distorsionada, que encarece el suministro eléctrico y reduce la competitividad de la economía", consideran.

Por ello, reiteran la necesidad de "adoptar medidas que corrijan estas distorsiones", con propuestas para "reducir estos costes, mejorar la transparencia y la competitividad de la economía".

Las acciones de Duro Felguera subían un 20% en Bolsa a las 9.28 horas después de que la compañía asturiana notificara ayer, tras el cierre de mercado, que obtuvo un beneficio neto atribuido de 241,8 millones de euros en los seis primeros meses del año, saliendo así de los 'números rojos' de 26 millones de euros que registró en el mismo periodo del ejercicio anterior.

En concreto, los títulos de la empresa de ingeniería avanzaban un 20% en Bolsa, hasta los 0,246 euros por acción, después de haber iniciado la jornada con un alza superior al 6%.

La compañía informó a última hora de la tarde de ayer a la Comisión Nacional del Mercado de Valores (CNMV) de sus resultados semestrales, con ganancias de casi 242 millones de euros entre enero y junio gracias, entre otras cuestiones, a la cancelación de una partida de 234 millones de euros prevista para contingencias y provisiones de litigios.

La cifra de negocio de la compañía asturiana se redujo hasta los 31 millones de euros, frente a los 116 millones del anterior periodo, afectada por el menor volumen de cartera y la limitada incorporación de nuevos proyectos, de los que unos 20 millones corresponden al mercado nacional y los otros casi 11 millones al mercado internacional.

El resultado bruto de explotación (Ebitda) de Duro Felguera también volvió a registrar números positivos, con 5,13 millones de euros, mientras que en los primeros seis meses de 2025 la empresa informó de 18 millones de pérdidas, todo pese al retraso de la homologación judicial de su Plan de Reestructuración respecto al calendario inicialmente previsto.

El proyecto Tula para Duro Felguera

También ayer la compañía informó de que ha convocado junta extraordinaria de accionistas para el próximo 18 de septiembre, en primera convocatoria y de forma exclusivamente presencial, para aprobar uno de los proyectos clave de su nueva etapa, el proyecto Tula, una central de ciclo combinado que desarrollará junto a Mota-Engil México y que le proporcionará ingresos de 210 millones de euros.

El redactor recomienda:

• Duro Felguera gana 241 millones en el primer semestre frente a las pérdidas de 26 millones de hace un año
• Duro Felguera convoca junta en septiembre para aprobar un proyecto clave de de ciclo combinado con Mota-Engil México
• Duro Felguera registra una deuda neta de 273 millones en 2025

El proyecto Tula, junto al proyecto Escolín --una planta de fertilizantes, también en México-- forman parte del plan de crecimiento diseñado por la compañía de ingeniería asturiana tras lograr el visto bueno judicial a su plan de reestructuración el pasado mes de junio.

"Los resultados del primer semestre, con la vuelta al Ebitda positivo, reflejan los efectos de la reestructuración en el plano financiero y sientan las bases para nuevos proyectos. Tula es la primera muestra concreta de esa nueva etapa: un proyecto que responde al interés de la compañía y que nos permite empezar a reconstruir cartera sobre una estructura mucho más sólida", destacó el presidente ejecutivo de Duro Felguera, Eduardo Espinosa.

Naturgy y Greene han avanzado en su proyecto conjunto 'Waste to Biomethane' (W2BM) con la puesta en marcha de una planta piloto del proyecto en las instalaciones de la empresa de valorización material de residuos en Elche, informó la compañía.

En concreto, la planta piloto, que ya se encuentra en operación, cuenta con una capacidad de tratamiento de alrededor de 10 kg/h de residuo y permite producir metano sintético mediante un proceso combinado de pirólisis -gasificación y metanación biológica.

Greene W2BM, proyecto que arrancó en 2023, plantea el desarrollo de soluciones innovadoras para la descarbonización mediante la transformación de residuos industriales no reciclables y biomasa en gas verde, lo que representaría un importante hito para ampliar el potencial de desarrollo del gas verde en España y contribuir a una gestión más eficiente de los residuos y a la producción de energía sostenible.

El proyecto W2BM se basa en una tecnología conjunta desarrollada por Naturgy y Greene, que integra la gasificación de residuos -mediante procesos de pirólisis y gasificación- con la posterior conversión del gas de síntesis en metano a través de un biorreactor biológico.

Este enfoque permite valorizar residuos que no pueden ser reciclados y convertirlos en una energía renovable con potencial de inyección en la red gasista, contemplando también la evaluación del uso de biomasa y su combinación con residuos industriales para analizar su impacto en el rendimiento del proceso.

Los ensayos de Naturgy

Actualmente, la planta piloto se encuentra en fase de ensayos y optimización del proceso, que se extenderá durante lo que queda de año. El objetivo es mejorar el rendimiento del sistema y alcanzar niveles de pureza del metano del 95% o superiores, validando la viabilidad técnica del proceso en condiciones reales de operación.

La energética destacó que, durante esta fase, se están evaluando distintos parámetros clave, como la estabilidad del proceso, la calidad del gas producido, el comportamiento de los microorganismos implicados en la metanación biológica y la eficiencia global del sistema.

Asimismo, se están ajustando las condiciones operativas, incluyendo presión, temperatura y composición del gas de entrada, para maximizar la producción de metano.

El redactor recomienda:

• Moeve y Naturgy duplican descuentos en los repostajes para sus clientes de cara al verano
• Economía y el BEI financiarán con 870 millones a Naturgy para reforzar y digitalizar sus redes eléctricas en España
• Naturgy lidera subidas del Ibex con un 3,4% impulsado por resultados y mejora de previsiones para 2026

El proceso biológico ya ha demostrado su escalabilidad desde laboratorio hasta planta piloto, con conversiones superiores al 60%, con potencial de mejora hasta niveles del 80 o 90% mediante la optimización de variables operativas.

Los resultados obtenidos en la fase piloto permitirán avanzar en el desarrollo de esta tecnología con vistas a su escalado industrial en los próximos años.

A este respecto, el proyecto prevé, a partir de 2027, el desarrollo de plantas de demostración de mayor capacidad y el diseño de una primera instalación industrial capaz de tratar decenas de miles de toneladas de residuo al año.

El pasado viernes el Gobierno dio su brazo a torcer y finalmente decidió aprobar la prórroga de los dos reactores de la central nuclear de Almaraz hasta junio de 2030. Una decisión que abre un nuevo panorama energético en España ya que cabe la posibilidad de que el apagón nuclear no se vaya a llevar a cabo tal y como se redactó en el protocolo de cierre de 2019.

Ahora mismo están todas las ventanas abiertas y puede suceder cualquier cosa. Lo único que se sabe con seguridad es que los siete reactores van a estar operativos al menos hasta dentro de 3 años y 10 meses, si no sucede un imprevisto.

A partir de ahí, el futuro nuclear pasa por las manos de los próximos gobiernos. Pero dejando de lado las posiciones de los distintos partidos políticos, existen dos palancas que son claves para la operación futura de las centrales nucleares en España: contando desde el inicio con la mayor de las seguridades, las dos claves son la fiscalidad que soportan estos activos y la seguridad de suministro en el sistema eléctrico. Vayamos por partes.

La fiscalidad a la nuclear

A día de hoy la energía nuclear soporta una fiscalidad que durante algunos años le ha llevado a pérdidas. Si a ello se le suma la tasa Enresa (que no es impuesto) para guardar los residuos en los almacenes, las cuentas van muy justas para estos activos, por eso solicitaron hace siete u ocho años que se cerraran. Las cuentas no salían por entonces.

Pero las circunstancias han cambiado. La electricidad se ha erigido como la tabla de salvación para que Europa escape del gas ruso, en un primer término, y de la alta volatilidad de los precios que encarecen ya no sólo la factura de la calefacción o de la producción industrial, sino también la de la factura de la luz.

Ahora la energía nuclear ha recobrado vida por todo lo que ofrece, estabilidad de precios, emisiones cero, energía limpia y barata, en definitiva. Pero para que el futuro de la energía nuclear sea boyante es necesario retocar su fiscalidad.

Sí o sí las eléctricas necesitan que se rebajen o eliminen impuestos a la energía nuclear para garantizar su operación durante las próximas décadas.

El redactor recomienda:

• La prórroga de Almaraz amenaza con aumentar un 40% la energía renovable desperdiciada en España
• El Gobierno prorroga la central nuclear de Almaraz hasta 2030 tras casi un año de negociación
• Almaraz desnuda el plan energético del Gobierno

Las cuentas no salen

La carga fiscal específica estimada para una central nuclear ronda entre 25 € y 28,6 €/MWh. Según PwC, la fiscalidad que soporta el parque nuclear se ha incrementado más de un 70% en los últimos 5 años, y entre 2025 y 2035 supondrá más de un 40% de sus costes totales.

La gran patronal europea nucleaeurope ha enviado un comunicado en el que celebra la decisión del gobierno español de prolongar la vida útil de la central nuclear de Almaraz hasta 2030.

"Esta decisión del Gobierno español es digna de elogio, dado que Almaraz representa el 7 % de la electricidad producida en España, contribuyendo así a la seguridad del suministro tanto a nivel nacional como en la UE", destaca Emmanuel Brutin, director general de nucleareurope.

Dicha decisión "está en consonancia con la recomendación de la Comisión Europea de prolongar la vida útil de todos los reactores nucleares el mayor tiempo posible para garantizar la seguridad del suministro y reducir la dependencia de las importaciones de combustibles fósiles. Esperamos que esta decisión abra el camino a una reconsideración más amplia del papel de la energía nuclear en España más allá de 2035".

Según la industria nuclear, la prórroga aprobada (publicada el 14 de agosto en el Boletín Oficial de España, BOE) permitirá a Almaraz seguir suministrando a España y a Europa electricidad limpia y fiable en un momento en que la UE busca reforzar su seguridad energética, reducir su exposición a la volatilidad de los mercados de combustibles fósiles e incrementar significativamente la electrificación de su economía. on el Plan de Acción para la Electrificación publicado recientemente.

Relacionado:

Bruselas avisa a España: “Debe perseguirse la extensión de la vida útil de los reactores nucleares existentes”

Mantener la nuclear a toda costa

Según explica la asociación, la decisión está en consonancia con la Comunicación de la Comisión AccelerateEU, que establece que los Estados miembros deben "evitar la retirada prematura de activos de generación, como las centrales nucleares existentes que pueden seguir suministrando electricidad fiable, de bajo coste y con bajas emisiones", así como con el Plan de Acción para la Electrificación publicado recientemente.

nucleareurope es la asociación comercial con sede en Bruselas que representa a la industria de la energía nuclear en Europa. Está integrada por 17 asociaciones nucleares nacionales —activas en toda Europa— y las empresas que representan, además de 24 miembros corporativos directos. Representa a casi 3.000 empresas, que dan soporte a 900.000 puestos de trabajo, desde las mayores empresas de servicios nucleares y del ciclo del combustible nuclear de Europa (y del mundo) hasta otras empresas dedicadas al transporte de materiales nucleares y la gestión de residuos radiactivos.

En la segunda semana de agosto, los precios semanales aumentaron en los principales mercados eléctricos europeos, salvo en Italia, y superaron los 128 €/MWh, excepto en el mercado nórdico. La subida de los precios del gas TTF y la caída de la producción eólica favorecieron esta tendencia. Alemania y Portugal registraron récords de producción fotovoltaica para un día de agosto. Las interrupciones en el estrecho de Ormuz impulsaron los futuros de Brent y gas TTF.

Producción solar fotovoltaica y producción eólica

En la semana del 10 de agosto, la producción solar fotovoltaica aumentó en la mayoría de los principales mercados eléctricos europeos respecto a la semana anterior. Portugal registró el mayor incremento, del 6,4%, seguido de Alemania, con un 3,7%, y de Francia, con un 3,0%. La producción aumentó en Francia por segunda semana consecutiva y en Alemania por tercera semana consecutiva. En cambio, España e Italia encadenaron su segunda semana de descensos. España registró la mayor caída, del 2,7%, mientras que la producción disminuyó un 1,2% en Italia.

Durante la semana, la producción solar fotovoltaica alcanzó récords históricos para un día de agosto en Alemania y Portugal. El 10 de agosto, Portugal registró la producción más alta para un día de ese mes, con 34 GWh. Alemania estableció su récord el 12 de agosto, con 491 GWh. Por su parte, España y Francia registraron la segunda producción solar fotovoltaica más alta de su historia para un día de agosto. España alcanzó los 275 GWh el 11 de agosto, mientras que Francia registró 175 GWh el 13 de agosto.

Para la semana del 17 de agosto, las previsiones de producción solar de AleaSoft Energy Forecasting indican que la producción aumentará en el mercado español y disminuirá en los mercados alemán e italiano.

previsiones de producción eólica de AleaSoft Energy Forecasting apuntan a un aumento de la producción en todos los mercados analizados.

El precio de la luz se dispara en la primera quincena de agosto y apunta a un recibo de más de 100 euros

Las altas temperaturas marcaron la semana en Gran Bretaña y Francia. En Inglaterra, las autoridades mantuvieron activa una alerta ámbar por calor y Londres alcanzó provisionalmente los 38,1°C el 13 de agosto, la temperatura más alta registrada en el Reino Unido en lo que va de 2026. En Francia, las temperaturas superaron los 40°C en varias zonas del país. El aumento de las temperaturas favoreció el crecimiento de la demanda eléctrica en los mercados británico, francés y belga. En Gran Bretaña, el festivo bancario celebrado en Escocia el 3 de agosto también contribuyó al incremento intersemanal, ya que redujo la actividad durante la semana anterior.

Por otra parte, el periodo vacacional de mediados de agosto favoreció el descenso de la demanda eléctrica en Italia, España y Portugal.

Para la semana del 17 de agosto, las previsiones de demanda de AleaSoft Energy Forecasting indican aumentos en los mercados de Italia, Gran Bretaña y Bélgica. En cambio, prevén descensos en los mercados de Francia, Portugal, Alemania y España.

Cuerpo no se fía del gas y paraliza el nuevo mercado de capacidad por su alto coste

En el mercado nórdico, el precio diario alcanzó los 23,05 €/MWh el 10 de agosto, el valor más bajo de la semana entre los mercados analizados. El 13 de agosto, el precio aumentó hasta los 106,04 €/MWh, el máximo semanal de este mercado.

La subida de los precios de los futuros de gas TTF y el descenso de la producción eólica impulsaron el aumento de los precios en la mayoría de los mercados eléctricos europeos durante la semana del 10 de agosto. La caída de la demanda eléctrica asociada al periodo vacacional contuvo las subidas en los mercados del sur de Europa. En el caso del mercado italiano, el fuerte descenso de la demanda y el aumento de la producción eólica permitieron la bajada de los precios.

Las previsiones de precios de AleaSoft Energy Forecasting indican que, en la semana del 17 de agosto, los precios aumentarán en los mercados alemán, belga e italiano. En cambio, descenderán en los mercados portugués, británico, español y francés, en un contexto de recuperación de la producción eólica.

web de la compañía un asistente virtual basado en inteligencia artificial. La herramienta responde consultas sobre AleaSoft, sus previsiones de energía, servicios y soluciones para el sector de la energía. Los profesionales del sector pueden formular preguntas en cualquier idioma y acceder de forma directa a la información que necesitan.

Los usuarios también pueden identificarse para obtener información más adaptada a sus necesidades. El asistente ofrece información sobre el conjunto de productos y servicios de AleaSoft Energy Forecasting, incluidas las previsiones de precios de mercados eléctricos, las previsiones de demanda y las previsiones de energías renovables de corto, medio y largo plazo. También informa sobre los servicios relacionados con la financiación de proyectos, los PPA y el análisis del almacenamiento de energía. Este nuevo canal complementa el contacto directo con el equipo de AleaSoft.

AleaSoft Energy Forecasting invita a los profesionales del sector de la energía a probar el asistente virtual en aleasoft.com y a compartir sus comentarios sobre la experiencia de uso. Las aportaciones de los usuarios ayudarán a seguir mejorando la herramienta.

Fuente: AleaSoft Energy Forecasting.

Japón está realizando esfuerzos concertados para reactivar sus reactores nucleares, impulsado por la necesidad de asegurar una generación de electricidad de base con bajas emisiones de carbono, fortalecer la independencia energética en medio del creciente conflicto entre Israel e Irán y mitigar el aumento de los costos de la electricidad. Sin embargo, junto con estos avances, importantes desafíos relacionados con la gestión de residuos, la aceptación pública y los prolongados procesos de aprobación amenazan con ralentizar el progreso, según GlobalData.

El último informe de GlobalData, «Tendencias y análisis del mercado eléctrico japonés por capacidad, generación, transmisión, distribución, regulaciones, actores clave y pronóstico hasta 2035», revela que la generación nuclear se recuperó notablemente hasta alcanzar los 101,0 TWh en 2025 y se prevé que aumente a 123,3 TWh para 2035. La capacidad, sin embargo, se mantiene prácticamente estable hasta 2029, con modestos incrementos a partir de 2030-31. Mientras tanto, la reticencia pública y la ambigüedad legal en torno a la reactivación de reactores, junto con el retraso en la concesión de licencias y las aprobaciones de seguridad, siguen siendo obstáculos clave.

Japón aboga por reconstruir centrales nucleares para garantizar la demanda futura

Sin embargo, persisten los debates sobre el almacenamiento temporal y la ubicación de los emplazamientos permanentes para residuos nucleares de alta actividad, y la resistencia social y los largos ciclos de aprobación amenazan con prolongar los plazos. Los procesos de concesión de licencias, que abarcan desde la resistencia sísmica y las mejoras para la mitigación de accidentes graves hasta la prevención de explosiones de hidrógeno y las inspecciones de equipos obsoletos, suelen extenderse durante varios años e involucran a múltiples organismos reguladores superpuestos. La aceptación pública sigue siendo frágil, y las preocupaciones sobre la radiación, la transparencia en las mejoras de seguridad y la ubicación de los residuos influyen considerablemente en la resistencia local.

"Lo que se necesita ahora son hojas de ruta respaldadas a nivel nacional para la gestión de residuos de alta actividad; programas transparentes para las mejoras de seguridad de los reactores; procesos de autorización que avancen por etapas e incluyan el diálogo con la comunidad; y un mayor apoyo a los diseños de reactores avanzados, como los reactores modulares pequeños (SMR), para distribuir el riesgo", continúa Saibasan.

“Si estas medidas se implementan correctamente, Japón podría alcanzar su objetivo de una participación de generación nuclear de entre el 20% y el 22% para 2030, estabilizando la matriz energética, reduciendo las emisiones y disminuyendo su dependencia de los combustibles importados. De lo contrario, la energía nuclear tendrá dificultades para lograrlo, y la energía térmica tendrá que asumir la carga con mayores costos financieros, ambientales y operativos, especialmente en un contexto de volatilidad en los mercados energéticos mundiales e interrupciones en las rutas de suministro”, concluye el analista.

La prolongación de la vida útil de la central nuclear de Almaraz permitirá reducir el consumo de gas y, potencialmente, aliviar los precios de la electricidad, pero también puede agravar uno de los principales problemas que afronta actualmente el sistema eléctrico español: la congestión de las redes y el aumento de los vertidos de energía renovable. Según los análisis de Aurora Energy Research, la extensión de la planta extremeña podría elevar un 40% el curtailment de la generación eólica y solar en España en 2030 respecto a un escenario en el que Almaraz no prolongara su operación.

Así lo advierte Alejandro Zerain, Head of Advisory de Aurora Energy Research, quien señala que el efecto de mantener en funcionamiento la central debe analizarse no solo desde el punto de vista de la generación eléctrica, sino también desde la capacidad de la red para absorber y transportar la electricidad producida por las nuevas instalaciones renovables.

"Desde un punto de vista puramente técnico, la extensión de la central nuclear Almaraz reducirá el consumo de gas y el coste para los consumidores, pero a su vez tiene un impacto en la integración de las energías renovables y en la incorporación de nuevos proyectos", explica Zerain.

Extremadura

El problema adquiere especial relevancia en Extremadura, donde se concentra una elevada capacidad de generación renovable y, al mismo tiempo, algunos de los principales cuellos de botella para la inyección de electricidad en el sistema. Almaraz comparte así una red limitada con la generación solar, en un territorio donde la capacidad de transporte no ha crecido al mismo ritmo que la instalación de nuevas plantas renovables.

Aurora considera que la permanencia de la central nuclear contribuirá a que persista esta congestión y se traduzca en un mayor volumen de electricidad renovable que no pueda ser aprovechada. La consultora prevé que los vertidos de la generación eólica y solar, incluyendo tanto la fotovoltaica como la termosolar, aumenten un 40% en 2030 frente al escenario en el que Almaraz no prolongase su actividad.

El impacto será especialmente significativo en Extremadura y, dentro de la comunidad autónoma, en la provincia de Cáceres. El principal centro de consumo de la zona es Madrid, pero las líneas que transportan hacia el centro del país la electricidad generada en Cáceres atraviesan Badajoz, donde la red ya presenta importantes restricciones. El resultado, según el análisis de Aurora, será una mayor situación de sobreproducción eléctrica en Extremadura.

Los vertidos se han convertido en uno de los principales obstáculos para el desarrollo y la rentabilidad de las energías renovables en España. En lo que va de año, el curtailment técnico, correspondiente a la electricidad que no puede integrarse en el sistema y que no es remunerada, alcanza ya los 4,5 TWh, frente a los 3,6 TWh registrados durante todo 2025.

Relacionado:

El Gobierno prorroga la central nuclear de Almaraz hasta 2030 tras casi un año de negociación

La situación es todavía más acusada en determinados puntos de Extremadura. Durante el pasado mes de junio se registraron tasas de electricidad no integrada de alrededor del 60% en algunos nudos de la red eléctrica, según los datos manejados por Aurora Energy Research. Estas restricciones afectan directamente a los ingresos y a la rentabilidad de las instalaciones renovables que ya están en funcionamiento, pero también introducen un factor adicional de incertidumbre para los proyectos que todavía se encuentran en desarrollo.

Para Zerain, el debate sobre la continuidad de Almaraz se produce además en un momento de profundas transformaciones en el sistema eléctrico español. La semana en la que se anunció la medida también se publicó la regulación de los permisos de acceso flexible a la red, una fórmula destinada, entre otros objetivos, a facilitar la conexión de baterías y favorecer el incremento de la demanda eléctrica en aquellos puntos donde pueda contribuir a reducir la congestión.

Aurora considera que estos permisos pueden ofrecer una alternativa especialmente interesante para el almacenamiento. "Nuestros análisis muestran que los permisos flexibles son una mejor opción para las baterías que los permisos de conexión en firme", apunta Zerain, que destaca además que esta modalidad exime del pago de peajes y cargos.

Incertidumbre

Sin embargo, la nueva regulación también introduce incertidumbre para los promotores de almacenamiento. El régimen contempla cuatro modalidades de permisos flexibles y, por tanto, el efecto de las restricciones dependerá en buena medida de las características de cada instalación, de su localización y de la situación concreta de la red en el nudo al que pretenda conectarse.

La ubicación adquiere así un peso creciente en la viabilidad de los proyectos de baterías. Aunque el almacenamiento está llamado a desempeñar un papel fundamental para aportar flexibilidad al sistema y facilitar una mayor integración de las renovables, las condiciones de acceso a la red pueden determinar tanto su modelo de negocio como su capacidad efectiva para prestar servicios al sistema.

Todo ello ocurre, además, en un escenario de fuerte tensión en el mercado eléctrico. El precio de la electricidad mayorista se ha disparado en las últimas semanas, coincidiendo con un incremento de la demanda eléctrica asociado a las olas de calor y con unos precios elevados del gas en los mercados internacionales.

España parte de una posición destacada en materia de generación renovable, después de haber alcanzado una de las mayores tasas de penetración de energía solar y eólica de su entorno. Sin embargo, el rápido crecimiento de la generación ha puesto de manifiesto las limitaciones de una red que no ha aumentado su capacidad de transporte al mismo ritmo.

Relacionado:

La industria nuclear europea celebra la prórroga de la central nuclear de Almaraz hasta 2030

En este contexto, la prolongación de Almaraz añade una nueva variable a la planificación del sistema. La central puede contribuir a reducir la necesidad de generación con ciclos combinados y contener parte de los costes asociados al gas, pero, al mismo tiempo, su producción nuclear compite por una capacidad de red limitada con una generación renovable que seguirá creciendo durante los próximos años.

Para Aurora Energy Research, el reto pasa por abordar de forma simultánea estas tensiones y evitar que la falta de capacidad de red termine convirtiéndose en un freno para la transición energética. "Si bien España ha logrado integrar una de las tasas de energía solar y eólicas más altas del entorno, procede atender los crecientes desafíos en el sistema y el mercado eléctrico para una buena integración de las energías renovables en operación y las que se prevé instalar para cumplir con la planificación actual", concluye Zerain.

La evolución de los vertidos será, por tanto, uno de los indicadores clave para medir hasta qué punto el sistema español es capaz de transformar el crecimiento de la capacidad renovable en electricidad efectivamente aprovechable. El aumento previsto por Aurora pone de relieve que, más allá de seguir incorporando nueva generación limpia, España afronta el desafío de reforzar las redes, aumentar la flexibilidad del sistema y adaptar el acceso a la infraestructura eléctrica a un escenario cada vez más condicionado por la congestión.