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El presidente ruso, Vladímir Putin, ha acusado a Ucrania de intentar atacar la central nuclear de Kursk, durante una reunión con el Gobierno sobre la situación en esa región invadida parcialmente por fuerzas ucranianas.

«El enemigo intentó atacar hoy por la noche la planta nuclear. El Organismo Internacional de la Energía Atómica (OIEA) ya ha sido informado», dijo durante un encuentro transmitido por la televisión.

Putin, cuyo ejército controla en territorio ucraniano la planta de Zaporiyia, la mayor de Europa, destacó que el OIEA prometió enviar a sus especialistas a Kursk para «valorar la situación».

El director del OIEA, Rafael Grossi, viajará la próxima semana a la región fronteriza rusa, informaron hoy fuentes oficiales rusas.

Durante la reunión, el jefe del Kremlin preguntó al gobernador de Kursk, Alexéi Smirnov, sobre la situación en torno a la planta.

«La situación es estable, bajo control. Todos trabajan con normalidad», le respondió.

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El director general de Rosatom, la agencia nuclear rusa, Alexéi Lijachov, alertó la semana pasada a Grossi del peligro de ataques ucranianos contra las plantas nucleares de Zaporiyia y Kursk, donde la situación se ha agravado «considerablemente».

Lijachov aseguró que la situación es especialmente tensa en Kurchatov, ciudad que acoge la planta atómica de Kursk y donde todos los días «se activan las alarmas aéreas entre 10 y 12 veces».

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Vodafone España redujo el consumo de energía por tráfico de datos en un 11%, hasta los 40,2 kilovatios hora por terabyte, en el año fiscal de 2024 (abril 2023-marzo 2024) en comparación con el ejercicio anterior, frente a incrementos del tráfico de datos del 6% sólo en la red móvil, según ha publicado la operadora en un comunicado.

Vodafone destaca que ha realizado múltiples iniciativas de modernización de sus servicios con el doble objetivo de mejorar la calidad del servicio a sus clientes y ser más eficiente en el consumo energético. Entre ellas, resalta el apagado de la red de cobre. Gracias al desmantelamiento de centrales de ADSL, Vodafone ha logrado reducir la demanda de energía en un 60% respecto al inicio del proyecto.

Además, la operadora cuenta con proyectos de compartición que han generado una reducción acumulada de energía superior a los 100 gigavatios hora desde su inicio. Asimismo, ha mejorado el rendimiento energético de su infraestructura mediante la sustitución de los equipos de energía más antiguos, la expansión del uso de sistemas de refrigeración gratuita (‘free cooling’) y la implementación de nuevos sistemas de control inteligente de climatización.

El consumo energético de Vodafone

Estas iniciativas han mejorado la eficiencia energética en un 3,8%, lo que se traduce en una reducción de la demanda de energía de 7,8 gigavatios hora.

Por otra parte, en cuanto al consumo energético en oficinas, Vodafone ha implementado medidas para mejorar la eficiencia energética, logrando reducir el consumo de energía eléctrica en un 1,4% y de gas natural en un 35,7%. Entre estas medidas, destaca la optimización de espacios gracias al modelo de trabajo híbrido.

La directora de tecnología y operaciones de Vodafone España, Julia Velasco, ha destacado que la compañía reconocemos la importancia de su rol en la mitigación del impacto ambiental ante el crecimiento de la demanda de datos. «Por ello, nos esforzamos en mejorar constantemente la eficiencia de nuestros equipos e instalaciones», ha subrayado.

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El Gobierno, a través del Ministerio para la Transición Ecológica y el Reto Demográfico ha dado un paso decisivo en la modernización del mercado eléctrico español al poner en marcha un proyecto de Real Decreto que promete transformar la regulación del suministro y la contratación de energía eléctrica en el país.

Este reglamento, que se encuentra actualmente en trámite de audiencia e información pública, destaca por la introducción y regulación de la figura del agregador independiente, un actor clave para el futuro del mercado eléctrico en el país.

El agregador independiente, tal como se perfila en el nuevo proyecto, permitirá que los consumidores no solo consuman energía, sino que también participen activamente en el mercado, gestionando la demanda y ofreciendo servicios de agregación. Esta figura se considera esencial para avanzar hacia un mercado eléctrico más flexible, dinámico y competitivo, en sintonía con las normativas europeas, en particular con la Directiva (UE) 2019/944, que España debía haber transpuesto antes de finales de 2020.

Empoderamiento del consumidor

El Real Decreto no solo introduce la figura del agregador independiente, sino que también refuerza los derechos de los consumidores en el mercado eléctrico. Entre las novedades más destacadas se encuentran la posibilidad de contratar electricidad a precios dinámicos y la facilidad para cambiar de suministrador sin trabas, lo que aumenta la transparencia y competencia en el sector.

Además, el reglamento se alinea con la normativa europea, incorporando parcialmente al ordenamiento jurídico español varios artículos de la mencionada Directiva (UE) 2019/944. El objetivo es armonizar las regulaciones nacionales con las europeas, asegurando que los consumidores españoles disfruten de los mismos derechos y protecciones que sus homólogos en otros países de la Unión Europea.

Respaldo del sector y desafíos

La Asociación ENTRA Agregación y Flexibilidad ha expresado su respaldo a este proyecto de Real Decreto, destacando la importancia de regular la actividad del agregador independiente. Alicia Carrasco, directora ejecutiva de ENTRA, afirmó que «la aprobación de este reglamento es un avance significativo para poner al consumidor en el centro de la transición energética». Sin embargo, Carrasco también subrayó la necesidad de que las disposiciones relativas a la participación del agregador independiente en los mercados se implementen con rapidez y claridad para evitar posibles retrasos en la modernización del sector.

Uno de los aspectos críticos del proyecto es la falta de un plazo concreto para que la Secretaría de Estado de Energía defina las reglas de participación del agregador independiente en el mercado eléctrico, lo que podría generar incertidumbre sobre cuándo esta figura podrá operar plenamente. En contraste, la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia (CNMC) sí cuenta con un plazo de tres meses desde la entrada en vigor del Real Decreto para adaptar las normativas necesarias.

Este proyecto de Real Decreto se enmarca en un proceso más amplio de revisión normativa impulsado por la CNMC, que ha abierto una consulta pública para revisar las metodologías del mercado mayorista de electricidad. Esta revisión busca integrar la figura del agregador independiente y ajustar las normas a las realidades del mercado actual, en línea con los objetivos de descarbonización y transición energética de la Unión Europea.

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La Unión Europea (UE) tiene sus depósitos de gas llenos en un 90%, alcanzando así ese objetivo dos meses antes de la fecha límite establecida, lo que garantiza el suministro de energía del club comunitario y la estabilidad de los mercados energéticos, anunció la presidenta de la Comisión Europea, Ursula von der Leyen.

«Los depósitos de gas de la UE están ahora llenos al 90%, alcanzando nuestro objetivo antes de la fecha límite del 1 de noviembre«, informó Von der Leyen en su cuenta oficial en X.

La política alemana destacó que «al impulsar las energías renovables, ahorrar energía y encontrar nuevos proveedores, podemos almacenar gas para el invierno. Esto garantiza nuestro suministro de energía y mantiene estables los mercados energéticos».

El gas para la Unión Europea

Desde la invasión rusa de Ucrania en febrero de 2022, Europa ha estado intentando deshacerse de su dependencia del gas ruso y ha apostado fuertemente por el suministro de gas natural licuado (GNL).

Desde entonces, el mercado ha sido especialmente sensible a las fluctuaciones repentinas en la oferta de esta fuente de energía.

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El mercado de gas en Europa ha atravesado una etapa de profunda inestabilidad en los últimos años, exacerbada por la pandemia de COVID-19, la creciente demanda en Asia y la guerra en Ucrania. Estas circunstancias llevaron a una volatilidad sin precedentes en 2022, con precios alcanzando picos históricos y una incertidumbre generalizada sobre el futuro del suministro energético en el continente.

Sin embargo, un reciente informe del Oxford Institute for Energy Studies (OIES) revela que, en 2023, el mercado europeo de gas ha comenzado a mostrar señales de recuperación y reequilibrio, con un aumento en la actividad de los hubs y una reducción en la volatilidad de los precios.

Uno de los hallazgos más destacados del informe es el significativo aumento en los volúmenes de gas negociados en Europa durante 2023, a pesar de una caída en la demanda física. El hub Dutch TTF, en particular, ha consolidado su posición como el principal punto de referencia en el continente, representando el 81,5% de todo el gas negociado en Europa.

Importaciones de GNL

Según el informe del OIES, uno de los indicadores más significativos de esta recuperación es el notable incremento en los volúmenes de gas negociados en 2023, a pesar de una caída en la demanda física. Este fenómeno sugiere que los mercados están empezando a adaptarse a la nueva realidad energética de Europa, que ahora depende menos de las importaciones de gas ruso y más de alternativas como el Gas Natural Licuado (GNL).

El Dutch Title Transfer Facility (TTF), el principal hub de gas de Europa, ha jugado un papel clave en este proceso. En 2023, el TTF representó el 81,5% de todo el gas negociado en Europa, consolidando su posición como el principal punto de referencia para los precios del gas en el continente. Este aumento en la actividad del TTF también refleja un incremento en la reexpedición de GNL, un aspecto crucial en el contexto de las nuevas dinámicas de suministro.

El informe subraya el papel crucial que ha jugado el GNL en esta recuperación. La capacidad de Europa para diversificar sus fuentes de gas mediante la importación de GNL ha sido fundamental para mitigar los efectos de la reducción de las importaciones rusas. El TTF, en particular, ha visto un aumento en las reexpediciones de GNL, lo que ha contribuido a la estabilización de los volúmenes negociados y ha reducido la presión sobre el mercado.

Sin embargo, el informe también advierte que la dependencia de Europa del GNL introduce un nuevo conjunto de desafíos. La competencia global por el GNL es intensa, y Europa deberá seguir invirtiendo en infraestructura y asegurando contratos a largo plazo para mantener su suministro y evitar nuevas olas de volatilidad.

Volatilidad

El informe del OIES también destaca un segundo indicador de reequilibrio: la reducción en la volatilidad de los precios del gas. Tras los máximos históricos alcanzados en 2022, los precios han mostrado una tendencia a la baja y se han estabilizado en torno a los 60 euros/MWh durante 2023. Este cambio es significativo, ya que indica que los mercados están logrando absorber las perturbaciones externas de manera más efectiva que en años anteriores.

Además, la convergencia de precios entre los principales hubs europeos es un indicio de que los mercados están funcionando de manera más coherente y predecible. A medida que los precios se alinean más estrechamente entre diferentes hubs, se reduce el riesgo de disparidades regionales que puedan afectar la estabilidad general del mercado.

Futuro incierto

El informe del OIES concluye que, aunque 2022 fue un año de extrema volatilidad e incertidumbre, 2023 ha traído consigo una recuperación parcial y una estabilización del mercado de gas en Europa. Los volúmenes negociados han aumentado, la volatilidad de los precios se ha reducido, y el TTF se ha consolidado como el hub de gas más importante de Europa.

Sin embargo, el informe también advierte que el futuro del mercado europeo de gas sigue siendo incierto, ya que depende de la evolución de la situación geopolítica global y de la capacidad de Europa para asegurar sus suministros energéticos en un entorno cada vez más competitivo.

La estabilización del mercado en 2023 es un desarrollo positivo para Europa, pero los analistas sugieren que se deben tomar medidas adicionales para fortalecer la seguridad energética del continente. La diversificación de las fuentes de suministro y la inversión en infraestructuras de GNL serán clave para garantizar la estabilidad del mercado en los próximos años.

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Ya lo adelantamos cuando lo probamos en profundidad (el vídeo lo tienes un poquito más abajo): si BYD sabía jugar sus cartas con el Dolphin, tenía mucho terreno ganado para convertirse en el auténtico democratizador eléctrico. Porque este compacto agrupa muchas cualidades, como son un espacio interior amplio, un maletero más que correcto y una gestión eléctrica sobresaliente que te permite llegar a cubrir hasta 400 kilómetros reales casi sin despeinarte y cerca de 500 km en el entorno urbano. Pero de momento había un detalle que le ‘fallaba’: el precio.

Cierto es que la firma china tiene en mente lanzar entre finales de este año y comienzos del siguiente una alternativa de menor potencia con una batería más pequeña que rompiera la barrera psicológica de los 20.000 euros. Pues bien, en un momento en el que los aranceles chinos parecen haber rebajado las ventas de casi todo el Viejo Continente, va BYD y nos propone una cuantiosa rebaja de su eléctrico.

Contando descuentos

Para recordarte, la gama actual del Dolphin está compuesta por los niveles Comfort y Design, cada una asociados a un equipamiento cerrado de lo más completo, pero con la misma potencia, 204 CV, y capacidad de batería, 60,4 khW para dar una autonomía cercana a los 430 kilómetros. Entre algunos de los elementos que componen la dotación del primero están la alerta de tráfico cruzado trasero, el asistente de mantenimiento en el carril, el control de velocidad de crucero adaptativo, la cámara de 360º, el reconocimiento de señales de tráfico, asientos delanteros tapizados en piel vegana, con regulación  eléctrica y calefacción, mientras que en el Design que nosotros probamos suma techo panorámico, cristales de privacidad en las plazas traseras y carga inalámbrica para teléfonos inteligentes.

Con todo, los precios sin descuentos de estas dos versiones arrancan en los 35.690 euros y 37.690 euros, respectivamente. Pero ahora como te decimos, la filial española de la firma china ha impuesto un fortísimo descuento para que el precio que finalmente vea el cliente sea de 19.990 euros en el caso del Dolphin Comfort. Para llegar a él, además de restar los 7.000 euros del recientemente prorrogado Plan Moves III, tendríamos otros 1.210 euros de ayuda de la marca en este plan y, la gran novedad, un descuento comercial y por financiación hasta de 7.490 euros, con un con un mínimo de 3.000 euros y 36 meses en el caso del segundo.

Por tiempo limitado

El resultado, los comentados 19.990 euros que le convierten en una de las opciones eléctricas más asequibles del mercado en relación a su potencia, espacio y autonomía. En el caso del Dolphin Design su tarifa final se queda en los 21.790 euros ya que el combo de financiación y descuento comercial es incluso ligeramente mayor, de 7.620 euros. Por si eso no fuera suficiente, BYD también propone la multiopción gracias a su socio financiero CA Autobank, con el que el cliente podrá pagar una cuota mensual de 99 euros durante 36 meses, previo pago de 3.524,40 euros de entrada y una última cuota de 16.267,36 euros, con una comisión de apertura de 638,02 euros, un TIN del 5,50% y un TAE del 7,11%.

Además, en ambos casos el cliente podrá beneficiarse del 15% de desgravación en el IRPF por la compra de un vehículo eléctrico (con un límite de 3.000 euros). Con todo, esta promoción estará vigente hasta el próximo 30 de septiembre y tiene como objetivo no solo colocarle como uno de los eléctricos más asequibles, sino de incrementar las escasas 329 unidades que de momento lleva matriculadas en 2024 y que le sitúan como el tercer BYD más vendido tras el Atto 3 (prueba) y el Seal (prueba).

En un mundo que busca soluciones cada vez más sostenibles, el hidrógeno se está posicionando como un pilar fundamental en la economía circular. La necesidad de fuentes de energía limpias es más urgente que nunca. Buscamos no solo reduzcan las emisiones de carbono, sino que también promuevan un uso más eficiente de los recursos. Algunas experiencias exitosas son las plantas de biogas, pero esto no es suficiente. En este contexto, el hidrógeno verde emerge no solo como una alternativa viable, sino como un motor de cambio que tiene el potencial de transformar profundamente nuestras sociedades.

El papel del hidrógeno en la transición energética

El hidrógeno está en el centro de la revolución energética que busca descarbonizar la economía global. A diferencia de los combustibles fósiles tradicionales, el hidrógeno verde se produce mediante la electrólisis del agua, un proceso que, cuando se alimenta con energía renovable, no genera emisiones de carbono. Este proceso no solo es limpio, sino que también permite cerrar el ciclo de recursos, maximizando la eficiencia energética y reduciendo la dependencia de recursos finitos.

Desde la perspectiva de esenergia.es, el hidrógeno es un pilar fundamental en la economía circular. La energía es imprescindible en nuestra sociedad, y desarrollar una fuente que no emite residuos es un paso de gigante hacia una sociedad más limpia y sostenible.

Hidrógeno verde: fuente de energía limpia y renovable

El hidrógeno verde representa una de las soluciones más prometedoras para enfrentar los desafíos energéticos actuales. Al producirse a partir de fuentes renovables como la energía solar o eólica, el hidrógeno verde no solo reduce significativamente las emisiones de gases de efecto invernadero, sino que también se integra perfectamente en el modelo de economía circular. En este modelo, los recursos son reutilizados y reciclados en lugar de ser simplemente consumidos y desechados.

Esta capacidad del hidrógeno para actuar como un almacén de energía y como un combustible limpio lo convierte en una pieza clave en la transición hacia un sistema energético más sostenible. Además, su versatilidad le permite ser utilizado en una amplia gama de aplicaciones, desde el transporte hasta la industria pesada, sectores que históricamente han sido difíciles de descarbonizar.

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Economía circular: maximizando el uso de los recursos

La economía circular se basa en el principio de reducir, reutilizar y reciclar, y el hidrógeno verde encaja perfectamente en este enfoque. Al integrar el hidrógeno en los sistemas energéticos actuales, es posible no solo reducir el desperdicio de energía, sino también reutilizar subproductos industriales y recursos naturales de manera más eficiente. Por ejemplo, el oxígeno liberado durante la electrólisis del agua puede ser reutilizado en procesos industriales, lo que maximiza el uso de todos los recursos involucrados.

Este enfoque circular también promueve la innovación en el diseño de productos y procesos, lo que lleva a un uso más sostenible de los materiales. En lugar de depender de recursos fósiles finitos, la economía circular con hidrógeno verde se basa en la renovación constante y en el ciclo cerrado de recursos.

Innovación y oportunidades de empleo en la economía del hidrógeno

La transición hacia una economía basada en hidrógeno verde no solo tiene implicaciones ambientales, sino también económicas. Las inversiones necesarias para desarrollar infraestructuras de producción, almacenamiento y distribución de hidrógeno verde son enormes, y con ellas vienen oportunidades significativas para la creación de empleo. En los próximos años, se espera que surjan miles de nuevos puestos de trabajo en áreas que van desde la investigación y desarrollo hasta la ingeniería y la construcción.

Estamos en el inicio de una revolución energética, lo que se traduce en enormes inversiones que generarán muchos puestos de trabajo en los próximos años. Esta transición no solo es necesaria, sino que también presenta una oportunidad única para reactivar economías locales y globales.

Proyectos pioneros en hidrógeno verde y economía circular

En todo el mundo, ya existen proyectos que están liderando la integración del hidrógeno verde en la economía circular. Estos proyectos no solo demuestran la viabilidad técnica del hidrógeno como fuente de energía, sino que también resaltan su capacidad para impulsar la sostenibilidad económica y ambiental.

Por ejemplo, el proyecto SIGEN2H2, se centra en la producción de hidrógeno verde a través de la economía circular, utilizando recursos locales en España y tecnologías avanzadas para maximizar la eficiencia y minimizar el impacto ambiental. Otro ejemplo es el proyecto LIFE ELEKTRA, que combina la gestión de nitratos y la producción de hidrógeno verde, demostrando cómo estas innovaciones pueden ser aplicadas a la industria para lograr un impacto positivo tanto en el medio ambiente como en la economía.

Beneficios y desafíos de integrar el hidrógeno en la economía circular

La integración del hidrógeno en la economía circular ofrece numerosos beneficios, entre ellos la reducción de emisiones, la independencia energética y la creación de empleos. Sin embargo, también enfrenta desafíos significativos. Uno de los principales es el alto coste inicial de las infraestructuras necesarias para producir, almacenar y distribuir hidrógeno verde. Además, la eficiencia de los procesos de electrólisis y el desarrollo de tecnologías de almacenamiento de energía siguen siendo áreas que requieren más investigación y desarrollo.

A pesar de estos desafíos, los beneficios a largo plazo superan con creces las barreras iniciales. La adopción generalizada del hidrógeno verde puede no solo ayudar a combatir el cambio climático, sino también contribuir a una economía más resiliente y sostenible.

Un paso decisivo hacia un futuro sostenible

El hidrógeno verde es más que una simple fuente de energía; es una pieza fundamental en la construcción de un futuro sostenible. Integrado en un modelo de economía circular, el hidrógeno tiene el potencial de transformar cómo producimos y consumimos energía, reduciendo nuestra huella ambiental y creando un ciclo de recursos más eficiente.

La transición hacia una economía circular impulsada por hidrógeno verde es no solo una necesidad ambiental, sino una oportunidad para construir una sociedad más justa, sostenible y próspera. A medida que avanzamos en esta revolución energética, es crucial que aprovechemos al máximo las oportunidades que ofrece para generar empleo, fomentar la innovación y mejorar la calidad de vida a nivel global.

El objetivo principal del invernadero de tres hectáreas es proteger los cultivos de trigo, así como de alfalfa y cebada, contra condiciones climáticas adversas, específicamente fluctuaciones extremas de temperatura, sequías prolongadas y fuertes lluvias o tormentas de granizo.
TSE, un proveedor de energía solar, ha inaugurado recientemente una nueva planta de energía solar fotovoltaica en Verdonnet, en el departamento de Côte d’Or, Francia. La iniciativa fue impulsada por SCEA des Tours, una granja formada por cuatro socios que tenían como objetivo innovar y adaptar su profesión a los nuevos desafíos medioambientales y climáticos. Estos desafíos incluyen importantes fluctuaciones de temperatura, períodos prolongados sin agua y episodios frecuentes de fuertes lluvias o granizos.

El invernadero agrovoltaico, desarrollado por TSE en colaboración con el grupo cooperativo Dijon Céréales, tiene una capacidad de energía de 2,4 MWp y cubre una superficie de tres hectáreas de grandes cultivos orgánicos. Según la evaluación de los socios, los primeros resultados de la primera campaña de plantación de cultivos indican un crecimiento del 14% en el rendimiento del trigo para la producción orgánica de las variedades Rubisco y Energo, en comparación con la parcela de control adyacente a la planta agrovoltaica. La sección de investigación y desarrollo de la Alianza BFC, en colaboración con la empresa TSE y los agricultores, continuará realizando ensayos de cultivos y garantizando el seguimiento agronómico. En total, se cultivarán siete cultivos distintos en las parcelas en las que se está realizando el experimento.

TSE también ha anunciado que este prototipo se utilizará en otras actividades agrícolas de la región de Borgoña-Franco Condado. Además de esta inauguración, Dijon Céréales, miembro de la Alianza BFC, también ha firmado una colaboración a largo plazo con TSE. «El acuerdo es ambicioso y pretende desplegar 700 MW en un plazo de siete años», ha declarado Mathieu Debonnet, presidente del TSE.

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GRS O&M ha renovado sus acuerdos de colaboración con AMP Energy para maximizar el rendimiento de las plantas fotovoltaicas de Hillston y Molong, que suman 159 megavatios de capacidad (MW) y se encuentran en Nueva Gales del Sur (Australia), al menos hasta 2025, informó la compañía especialista en operación y mantenimiento (O&M) de Grupo Gransolar.

En concreto, estos dos proyectos están incluidos en el portfolio que la empresa tiene en la zona, donde ha construido 11 plantas fotovoltaicas, está trabajando en otras dos y gestiona las labores de operación y mantenimiento de un total de 730 MWp.

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Estos proyectos fotovoltaicos fueron finalizados hace dos años por el área de construcción de GRS y, desde entonces, el equipo de O&M ha ejecutado en ellas labores predictivas, preventivas y correctivas para garantizar la generación de energía en las mejores condiciones.

Las plantas solares para GRS O&M (Gransolar)

El director de GRS O&M, Jesús Aguilar, destacó que este acuerdo de renovación representa «una gran noticia», después de que el grupo apostara desde hace años por un mercado como el australiano, que conoce a «la perfección» y que ofrece «las mejores condiciones» para construir plantas y mantener su rentabilidad hasta el final de su vida útil.

Hillston Solar Farm tiene 120 MW de potencia máxima y produce al año 235 gigavatios hora (GWh) al año, energía suficiente para cubrir la demanda eléctrica de 48.000 hogares. Molong Solar Farm, por su parte, alcanza una capacidad de 39 MW de capacidad y está diseñada para producir 78.000 megavatios hora (MWh) de energía limpia al año.

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En un giro inesperado en la carrera por los combustibles verdes, la empresa danesa de energía Orsted ha decidido cancelar su proyecto de planta de e-metanol destinado a suministrar combustible sostenible para barcos, concretamente cargueros.

Esta decisión marca un nuevo retroceso entre las grandes energéticas europeas en sus iniciativas de combustibles verdes, reflejando las dificultades crecientes en un mercado que parece aún no despegar.

Flagship ONE

El proyecto, conocido como FlagshipONE, había sido presentado en 2022 como un cambio de paradigma en el sector de los combustibles sostenibles para el transporte marítimo. Con una producción estimada de 50.000 toneladas anuales de e-metanol, la planta iba a utilizar energía eólica del norte de Suecia y carbono biogénico capturado de la industria forestal local. Sin embargo, a pesar de sus prometedores comienzos, Orsted sorprendió la semana pasada a los inversores al anunciar que suspendía el desarrollo del proyecto, que debía empezar a producir en 2025.

Mads Nipper, presidente y CEO de Orsted, explicó durante la presentación de los resultados semestrales de la compañía que la decisión fue tomada debido a la lenta evolución del mercado europeo de combustibles líquidos sostenibles. «El mercado de e-combustibles líquidos en Europa se está desarrollando más lentamente de lo esperado, y hemos tomado la decisión estratégica de despriorizar nuestros esfuerzos en este mercado y cesar el desarrollo de FlagshipONE», declaró Nipper.

La construcción de FlagshipONE había comenzado en mayo de 2023, con una inversión proyectada de 175 millones de dólares (unos 157 millones de euros al cambio actual). No obstante, la falta de contratos a largo plazo a precios viables para el e-metanol ha llevado a Orsted a cancelar el proyecto. «Continuaremos enfocándonos en el desarrollo de hidrógeno renovable, que es esencial para la descarbonización de industrias clave en Europa y está más alineado con nuestro negocio principal», añadió Nipper.

Este movimiento se produce en un momento en que la industria del transporte marítimo y los reguladores enfrentan desafíos significativos para desarrollar una oferta de combustibles sostenibles. Los altos costos anticipados de estos combustibles en comparación con los tradicionales han generado llamados a establecer recargos y fondos para ayudar a cerrar la brecha y fomentar la demanda de nuevas opciones de energía.

Revisión de la estrategia

La decisión de Ørsted también refleja una revisión más amplia de su estrategia, tras registrar pérdidas significativas en 2023, incluyendo la cancelación de dos grandes proyectos de parques eólicos marinos en Estados Unidos. Aunque la compañía ha avanzado en otros frentes, como el proyecto Sunrise Wind en Nueva York, enfrenta nuevos problemas en el mercado emergente de energía eólica offshore en Estados Unidos.

En particular, el proyecto Revolution Wind, que se construye entre Connecticut y Rhode Island, ha sufrido retrasos en la construcción de su subestación terrestre, lo que ha desplazado la fecha de operación comercial de 2025 a 2026, resultando en un cargo por deterioro de casi 309 millones de dólares.

A pesar de estos desafíos, Nipper aseguró a los inversores que las operaciones generales de Orsted están funcionando bien, especialmente en sus parques eólicos marinos. La compañía ha mantenido su guía de ebitda para todo el año y ha aumentado las expectativas de ganancias de su negocio de energía eólica offshore.