La empresa china Gotion High-Tech ha obtenido una ayuda pública de 92 millones de euros para levantar dos grandes instalaciones vinculadas a las baterías en Valladolid. Se trata de una adjudicación provisional dentro del Perte del vehículo eléctrico y conectado (VEC) que busca apuntalar la cadena industrial de la movilidad eléctrica en España.
Estos fondos respaldan dos proyectos que suman 944,3 millones de inversión y que colocan a la capital vallisoletana en el mapa europeo de los componentes clave para baterías. El movimiento llega tras un largo proceso en el que el plan inicial de la eslovaca Inobat quedó aparcado y dio paso a una apuesta de mayor envergadura liderada por el gigante asiático.
Cómo se reparten los 92 millones del Perte VEC
La resolución provisional del Perte VEC V detalla que la ayuda del Ministerio de Industria y Turismo se distribuye entre dos grandes iniciativas industriales en Valladolid. Aunque la financiación pública es solo una parte del presupuesto total, supone un impulso relevante para que los proyectos avancen.
El segundo eje del plan de Gotion en la ciudad se orienta al reciclaje avanzado de baterías y la recuperación de “black mass”, el material que concentra metales valiosos reutilizables. Esta línea industrial moviliza 411,5 millones y acapara la mayor parte de la ayuda estatal, con 83,3 millones de euros asignados de forma provisional.
En conjunto, las dos actuaciones alcanzan casi 1.000 millones de euros de inversión prevista, con los 92 millones de apoyo público actuando como palanca para atraer y asegurar el desembarco definitivo de la multinacional asiática en Castilla y León.
Del proyecto de Inobat al desembarco de Gotion
La llegada de Gotion a la capital del Pisuerga es el resultado de un proceso largo y con varios giros. En origen, el terreno y las expectativas industriales estaban ligadas a la eslovaca Inobat, que planteaba una fábrica centrada principalmente en el ensamblaje de baterías.
Con el paso de los meses, la operación dio un vuelco: Gotion asumió la iniciativa con una propuesta mucho más amplia que no se limitaba al montaje final. La compañía asiática planteó un esquema que abarca prácticamente toda la cadena de valor, desde la materia prima y la producción de componentes clave hasta la distribución del producto terminado en el mercado europeo.
Este cambio de planteamiento obligó a Inobat a renunciar a una ayuda previa de 53,8 millones concedida también en el marco del Perte. A partir de ahí, Gotion tuvo que concurrir a una nueva convocatoria con su propio proyecto, adaptado a los requisitos y plazos del programa de apoyo al vehículo eléctrico y conectado.
La operación, por tanto, no solo supone un relevo empresarial, sino también una ampliación notable del alcance industrial: de una fábrica de ensamblaje se pasa a un complejo que incluye la producción de cátodos y un centro avanzado de reciclaje, con vocación de referencia europea en un segmento todavía poco desarrollado.
Una pieza en la estrategia europea de Gotion
El movimiento en Valladolid se enmarca en la estrategia de expansión de Gotion High-Tech en Europa. La firma china está reforzando su presencia en el continente en paralelo a otros grandes actores del sector de baterías, en un contexto de fuerte competencia y relocalización industrial.
En este tablero también se mueven compañías como CATL, que desarrolla una planta en Zaragoza junto al grupo automovilístico Stellantis. La llegada de proyectos de esta envergadura pretende asegurar suministro de componentes críticos para la industria del automóvil europea, reduciendo la dependencia exterior y generando nuevos polos industriales.
Gotion cuenta además con el respaldo de Volkswagen, su principal accionista, un factor que refuerza su posición en el mercado y encaja con los esfuerzos del grupo alemán por afianzar su cadena de suministro de baterías en Europa. Esta alianza es uno de los elementos que explica el interés por asentarse en territorio español.
La planta vallisoletana se coordinará con una instalación que la compañía ha anunciado en Marruecos, orientada a asegurar materias primas para sus proyectos europeos. De este modo, la multinacional configura un eje Marruecos-España-Europa que busca garantizar suministro, reducir costes logísticos y ganar peso en el mercado continental de la movilidad eléctrica.
Un enfoque diferente: del ánodo y cátodo al reciclaje
Las diferencias entre el plan de Inobat y el de Gotion han sido subrayadas también por responsables del Gobierno central. El ministro de Transportes y Movilidad Sostenible, Óscar Puente, ya apuntó que la propuesta de Gotion tiene un enfoque distinto, más centrado en componentes que apenas se fabrican en Europa.
Según explicó, mientras que Inobat ponía el acento en la batería terminada, Gotion llega con un proyecto más vinculado a la producción de ánodos y cátodos, ámbitos en los que actualmente no existen apenas iniciativas industriales en la Unión Europea. Este matiz sitúa a Valladolid en un nicho tecnológico que puede resultar clave a medio plazo.
Puente también señaló, tras una visita a la planta que la multinacional opera en Hefei (China), que la compañía no muestra una preocupación particular por el volumen de subvenciones. Sus demandas se orientan más a la agilización de trámites, la disponibilidad de suelo adecuado y la definición del proyecto energético que dará soporte a las instalaciones.
En palabras del ministro, las ayudas públicas no son la condición central del desembarco, aunque la firma prevé optar a distintos instrumentos de apoyo en las diferentes fases del proyecto. La clave, desde el punto de vista de la empresa, pasa por contar con seguridad jurídica, rapidez administrativa y un marco estable a largo plazo.
Expectación y cautela en Valladolid
En el ámbito local, la noticia de la adjudicación provisional ha sido recibida con una mezcla de satisfacción y prudencia. El alcalde de Valladolid, Jesús Julio Carnero, valoró la ayuda de 92 millones como una «buenísima noticia», pero evitó lanzar las campanas al vuelo tras la experiencia previa con Inobat.
Carnero recordó que el 13 de mayo del año pasado se anunció un Perte de más de 50 millones ligado al proyecto anterior, que finalmente no llegó a concretarse por la falta de los avales necesarios. Aquel episodio dejó cierto poso de desconfianza y explica que ahora se hable más de «materializar» que de celebrar.
Según el regidor, lo que quieren los vecinos de la ciudad es que este tipo de anuncios se traduzcan en inversiones reales, actividad y empleo. El Ayuntamiento, afirmó, mantiene contactos permanentes con la empresa y continúa con las actuaciones que dependen de la administración local para facilitar la implantación.
Su temor es que se repita el desenlace de la iniciativa anterior, cuando la falta de garantías provocó que la ayuda quedara sin efecto. De ahí que el alcalde haya expresado su deseo de que el impulso desde el Gobierno central y los fondos europeos tenga esta vez un recorrido más sólido y duradero para Valladolid.
Impacto industrial y papel de España en la cadena de baterías
Más allá del caso concreto de Valladolid, la operación de Gotion se inserta en la apuesta de España por consolidarse como polo de producción de baterías dentro de Europa. La combinación de industria automovilística ya instalada, fondos comunitarios y proyectos como el Perte VEC busca reforzar la posición del país en la nueva economía eléctrica.
La construcción de dos megaplantas especializadas en cátodos y reciclaje contribuye a diversificar el tejido productivo más allá del ensamblaje de vehículos, acercando a territorio español actividades que hasta ahora se concentraban sobre todo en Asia. Esta relocalización se considera estratégica desde el punto de vista industrial y energético.
Al mismo tiempo, el énfasis en el reciclaje avanzado y en la recuperación de “black mass” se alinea con los objetivos europeos de economía circular. Reutilizar materiales críticos reduce la dependencia de importaciones de terceros países y mitiga parte del impacto ambiental asociado a la extracción de materias primas.
Aunque todavía es pronto para cuantificar el empleo directo e indirecto que generarán estas instalaciones, la magnitud de la inversión prevista y el carácter intensivo en tecnología del proyecto anticipan un efecto significativo en la economía local y regional, así como oportunidades para proveedores y centros de formación especializados.
Con la ayuda de 92 millones ya asignada de forma provisional, la pelota está ahora en el tejado de la empresa y las administraciones implicadas, que deberán coordinarse para que los plazos se cumplan, los trámites no se eternicen y el nuevo polo industrial de baterías en Valladolid deje de ser un anuncio para convertirse en una realidad palpable para la ciudad y para el conjunto del sector de la movilidad eléctrica en España.
Hoy, la prioridad ya no es solo construir nuevas centrales, sino adaptar, reforzar y digitalizar la red para que sea capaz de integrar generación renovable, nuevos grandes consumos industriales, puntos de recarga para vehículos eléctricos, centros de datos y, al mismo tiempo, garantizar seguridad de suministro, calidad del servicio y precios competitivos para hogares y empresas.
Un sistema eléctrico diseñado para otro tiempo
Los modelos clásicos de transporte y distribución de electricidad se planificaron hace décadas para un crecimiento relativamente previsible y un mix energético dominado por grandes centrales convencionales. Durante mucho tiempo funcionaron bien, pero la situación ha cambiado por completo con la irrupción masiva de renovables y nuevos usos eléctricos.
La planificación de la red de transporte en España se realiza, por lo general, en horizontes de varios años (planes de desarrollo que abarcan periodos de seis años), lo que en su día tenía sentido. Sin embargo, mientras las redes evolucionan despacio, los avances tecnológicos (digitalización, almacenamiento, gestión de la demanda, generación distribuida) van «a la velocidad de la luz» y dejan obsoletos los calendarios clásicos de planificación.
Además, estamos ante unas redes en las que la generación y los consumos cambian con gran rapidez, se inyecta energía de forma distribuida y se producen numerosos fenómenos transitorios y aleatorios, difíciles de anticipar con los modelos tradicionales. Esto obliga a replantear la manera de diseñar, operar y ampliar tanto las redes de transporte como las de distribución.
En este nuevo contexto, se impone la necesidad de priorizar la optimización de las infraestructuras ya existentes antes de construir nuevas, incorporando sistemas avanzados de supervisión, control y análisis de datos. La digitalización de la red deja de ser un «extra» para convertirse en una pieza central de la planificación.
Al mismo tiempo, la presión social y económica es clara: todas las actividades productivas y buena parte de la vida cotidiana requieren más electricidad, preferiblemente 100% renovable, pero con total garantía de suministro y con un coste competitivo. La red debe ser el soporte silencioso que haga posible esta transición sin sobresaltos.
Transición energética: más renovables, almacenamiento y flexibilidad
El sistema eléctrico vive un proceso de transformación estructural en el que conviven tecnologías maduras con nuevas soluciones renovables y dispositivos de almacenamiento energético. El objetivo es descarbonizar la economía, electrificar consumos y mantener al mismo tiempo la estabilidad del sistema.
Entre las herramientas clave de esta nueva etapa destacan las centrales hidráulicas reversibles (bombeo), capaces de almacenar grandes cantidades de energía cuando sobra producción renovable y liberarla cuando falta; las baterías físicas, tanto a escala de red como en instalaciones industriales y residenciales; y la creciente capacidad de los consumidores para aportar flexibilidad modulando su demanda.
La llamada gestión activa de la demanda permitirá que hogares, pymes e industrias ajusten su consumo a los momentos de mayor disponibilidad de energía renovable o de menor precio, reduciendo picos de demanda y ayudando a equilibrar el sistema. Este enfoque requiere redes inteligentes y mecanismos de precio y señal de mercado bien diseñados.
No hay que olvidar que estamos hablando de grandes infraestructuras eléctricas, con una fuerte complejidad técnica y un elevado impacto territorial y medioambiental. Su diseño, dimensionamiento y ejecución exigen perfiles muy específicos: ingenierías eléctricas y energéticas, especialistas en análisis de datos, expertos ambientales y profesionales de comunicación social para gestionar la relación con el entorno.
Sin embargo, diversos estudios, como los realizados por organizaciones empresariales del sector, constatan un déficit de técnicos cualificados y de titulaciones adaptadas a estas nuevas necesidades. Esta escasez de talento puede convertirse en un freno serio para el ritmo que exige la transición energética.
Planificación eléctrica en España: marco legal y proceso
La planificación de las infraestructuras eléctricas en España está fuertemente regulada. La Ley 24/2013, del Sector Eléctrico, define en su artículo 4 el procedimiento para elaborar la planificación y para modificarla o adaptarla cuando sea necesario.
Esta planificación tiene dos grandes bloques. Por un lado, una parte indicativa, que fija los escenarios objetivo de generación y demanda a nivel nacional, en línea con los compromisos europeos e internacionales en materia de energía y clima. Esta pieza se materializa en el Plan Nacional Integrado de Energía y Clima (PNIEC), que actúa como brújula estratégica de la política energética.
Por otro lado, existe una parte vinculante que se centra en el desarrollo de la red de transporte de electricidad. Se rige por principios generales establecidos en el Real Decreto 1955/2000 y por los principios rectores que se fijen en la orden ministerial que pone en marcha cada nueva planificación.
La planificación de la red de transporte es un proceso abierto y reglado que abarca un periodo de seis años. La elabora el Gobierno, con la participación de las comunidades autónomas, y su aprobación requiere informe de la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia (CNMC) y un trámite de audiencia pública. Antes de que el Consejo de Ministros la apruebe, se remite al Congreso de los Diputados.
El objetivo fundamental de este plan es determinar las necesidades de desarrollo de la red para garantizar la seguridad de suministro, posibilitar la conexión de nueva generación (especialmente renovable), atender nuevos consumos, aumentar la eficiencia reduciendo pérdidas y restricciones técnicas, resolver problemas de congestión y planificar tanto las interconexiones internacionales como las conexiones con los territorios no peninsulares.
Ciclo de elaboración del plan de redes y revisiones
El proceso arranca con la publicación en el BOE de una orden ministerial del Ministerio para la Transición Ecológica y el Reto Demográfico (MITERD), que da un plazo de tres meses para que los agentes interesados envíen sus propuestas de desarrollo de la red de transporte.
A partir de ahí, el operador del sistema y gestor de la red de transporte realiza los estudios técnicos necesarios y elabora una propuesta inicial en un máximo de seis meses. Esa propuesta se remite al ministerio, se somete a consulta de la CNMC y se abre un trámite de audiencia pública durante al menos un mes.
Tras analizar el informe de la CNMC y las alegaciones recibidas, el MITERD da traslado de toda la documentación al operador para que, en un plazo máximo de dos meses, elabore una nueva propuesta de desarrollo. Con esta base, el ministerio dispone de cuatro meses para formular el plan definitivo, de nuevo con informe previo de la CNMC, y elevarlo al Gobierno para su aprobación.
En paralelo, el plan debe superar el procedimiento de Evaluación Ambiental Estratégica regulado en la Ley 21/2013, lo que introduce otra capa de revisión para garantizar que las nuevas infraestructuras se ajustan a los criterios ambientales y de sostenibilidad.
La Ley 24/2013 contempla dos vías para revisar el desarrollo de la red. Por un lado, se pueden aprobar, de forma excepcional, modificaciones puntuales por acuerdo del Consejo de Ministros si se dan determinadas circunstancias: aparición de hechos imprevistos que afectan a la seguridad de suministro, nuevos suministros que solo pueden conectarse a la red de transporte, razones de eficiencia económica o instalaciones críticas para la transición energética no previstas en el plan vigente.
Por otro lado, se permiten adaptaciones de carácter técnico para materializar los planes, que se aprueban mediante orden ministerial. Estas adaptaciones ajustan detalles de trazado, tecnología o configuración de las instalaciones sin alterar los grandes ejes de la planificación.
En la actualidad sigue vigente el Plan de Desarrollo de la Red de Transporte 2021‑2026, al que se han incorporado ya varias modificaciones puntuales. Además, se trabaja en la nueva planificación 2025‑2030, llamada a movilizar un volumen de inversión muy significativo en plena fase de transición energética.
Sostenibilidad económica, límites de inversión y retribución
La planificación eléctrica está sujeta al principio de sostenibilidad económica y financiera del sistema, recogido en la Ley 24/2013. Esto significa que los costes de las instalaciones previstas en el plan (fundamentalmente la retribución de las empresas transportistas por construir, operar y mantener las redes) deben sufragarse con los peajes de acceso que pagan los consumidores y con los cargos asociados a exportaciones de energía a países no comunitarios.
El volumen de inversión de las actuaciones incluidas en el plan con derecho a ser financiadas con cargo a estos peajes está sometido a un límite máximo. El Real Decreto 1047/2013 fija actualmente ese techo en el 0,065% del PIB nominal para la actividad de transporte. No computan a este límite las inversiones destinadas a interconexiones internacionales con países del mercado interior europeo.
Este marco retributivo es clave, porque condiciona el apetito inversor: sin una seguridad jurídica suficiente y un esquema de remuneración que permita recuperar la inversión en plazos razonables, las compañías tienen pocos incentivos para acelerar el despliegue de nuevas infraestructuras.
En los últimos años se ha abierto un intenso debate sobre el nivel de retribución adecuado para las redes. La CNMC ha propuesto una tasa en torno al 6,5%, superior al 5,58% anterior pero por debajo del 7,5% que reclamaba el sector. Esta diferencia refleja el tira y afloja entre garantizar que las redes se desarrollen al ritmo necesario y evitar impactos excesivos en la factura de la luz, dado que los consumidores pagan estas infraestructuras vía peajes.
Las empresas eléctricas han avisado de que, si la rentabilidad regulada no resulta lo bastante atractiva, podrían redirigir inversiones hacia otros mercados con marcos más favorables, mientras que el Gobierno se esfuerza por lograr un equilibrio entre el desarrollo de la red y la protección del consumidor final.
Nuevas medidas del Gobierno: refuerzo de redes e inversiones anticipadas
Ante el creciente cuello de botella en las redes eléctricas españolas, el Gobierno ha impulsado un real decreto de medidas urgentes para reforzar el sistema. Esta norma se acompaña de la nueva planificación de la red de alta tensión, que prevé movilizar en torno a 13.500 millones de euros hasta 2030, una cifra sin precedentes en este ámbito.
Uno de los cambios más relevantes es la revisión al alza de los topes de inversión en redes. Hasta ahora, el límite estaba fijado en el 0,13% del PIB para distribución y el 0,065% para transporte. La idea del Ministerio es incrementar estos umbrales alrededor de un 62% para el horizonte 2030, de manera temporal, con el objetivo de desbloquear proyectos y aliviar la saturación.
El decreto da respuesta a una reivindicación histórica del sector: las llamadas inversiones anticipatorias. Se trata de actuaciones que se adelantan a la demanda efectiva para evitar que un único consumidor industrial tenga que asumir todo el coste de una ampliación de capacidad en una zona saturada.
A partir de ahora, y bajo determinadas condiciones, estas inversiones podrán imputarse a la planificación con carácter anticipado, siempre que se ajusten a criterios claros y transparentes. En todo caso, estas actuaciones anticipatorias no podrán superar el 15% del margen adicional de inversión concedido a las empresas.
Como contrapartida a este mayor margen, el Gobierno refuerza los mecanismos de control. Las principales compañías distribuidoras y transportistas deberán publicar el detalle de sus planes de inversión, justificar sus decisiones de acceso (por qué se conecta a un consumidor y no a otro) y someter sus actuaciones a auditoría para explicar las diferencias entre las inversiones previstas y las realmente ejecutadas.
Control ministerial, grupo de trabajo y resiliencia de la red
Este nuevo marco otorga al Ejecutivo un papel más activo en la supervisión de una infraestructura crítica que se ha revelado clave para el futuro industrial del país. La ministra y el secretario de Estado de Energía han insistido en la necesidad de evitar la especulación con los permisos de acceso y de priorizar los proyectos con mayor impacto real en el territorio.
Para ello se ha anunciado la creación de un grupo de trabajo para optimizar la capacidad de las redes, en el que participarán representantes del ministerio, las grandes eléctricas y la CNMC. Este foro intentará coordinar mejor decisiones regulatorias, planes de inversión empresariales y necesidades del sistema.
Paralelamente, el Consejo de Ministros ha aprobado un listado de actuaciones específicas para reforzar la resiliencia de la red de transporte, que se incorporan como nueva modificación puntual al Plan 2021‑2026. Se trata de unas 65 actuaciones destinadas a mejorar el control de tensión, la estabilidad ante oscilaciones y, en general, el refuerzo del sistema tanto en la Península como en Canarias y Baleares.
Estas inversiones incluyen la incorporación de herramientas avanzadas en la red (compensación reactiva, dispositivos de estabilidad, automatización, etc.) que permitan gestionar mejor los flujos de energía, reducir el riesgo de apagones y adaptarse a un mix cada vez más renovable y descentralizado.
La lógica de fondo es clara: en un sistema con más generación intermitente y más consumos eléctricos críticos, la resiliencia de la red deja de ser un “nice to have” y pasa a ser una prioridad política y económica.
Colapso de acceso, saturación de puntos de conexión y retrasos
Aunque el discurso institucional insiste en que España vive una gran oportunidad de inversión ligada a la electrificación y las renovables, la realidad actual es que la infraestructura no ha crecido al mismo ritmo que la demanda. El resultado es un atasco considerable de proyectos.
Desde 2020 se han concedido más de 43 GW de capacidad para usos industriales, centros de datos y puntos de recarga, una cifra equivalente al pico máximo de demanda histórica del país (alrededor de 45 GW). Sin embargo, la red de distribución y transporte no se ha reforzado con la misma rapidez, lo que ha llevado a una saturación creciente.
Los datos del sector apuntan a que alrededor del 83,4% de los puntos de acceso de la red de distribución (media y baja tensión) están ya saturados. En más de una treintena de provincias apenas queda margen para conectar nuevos inversores, y comunidades como País Vasco, Andalucía, Aragón o Cantabria se encuentran prácticamente colapsadas, con casi el 100% de su capacidad adjudicada.
Además, el proceso administrativo para obtener permisos de acceso y conexión puede prolongarse durante más de siete años en algunos casos para grandes proyectos, lo que desincentiva inversiones y pone en riesgo la consecución de los objetivos de descarbonización. Incluso una pyme que solo quiere aumentar potencia contratada o lograr un nuevo punto de suministro puede pasar entre cuatro y seis meses en trámites.
Esta burocracia se ha convertido en un serio obstáculo para nuevos desarrollos industriales y energéticos. De hecho, el propio Gobierno reconoce que existe un tapón que amenaza inversiones de hasta 100.000 millones de euros si no se desbloquean con rapidez las capacidades de la red y los procedimientos administrativos.
Demanda eléctrica en crecimiento y necesidades de inversión en distribución
Las proyecciones para la próxima década apuntan a un fuerte incremento de la demanda eléctrica nacional. Un estudio del Instituto de Investigación Tecnológica (IIT) con la consultora EY, elaborado para la patronal eléctrica AELEC, estima que el consumo podría crecer entre un 33% y un 54% hasta 2030, alcanzando unos 360,8 TWh anuales.
En el escenario más ambicioso, la demanda podría incluso duplicarse hacia 2035, impulsada por la electrificación de la industria, la generalización del vehículo eléctrico y la proliferación de centros de datos y otros grandes consumidores intensivos en energía.
El mismo estudio detalla que este crecimiento ejercerá una presión especial sobre las redes de media y alta tensión, que son las encargadas de canalizar la electricidad hacia polos industriales, parques empresariales y nodos urbanos. La red de distribución debe adaptarse tanto a nuevos consumos como a una mayor generación distribuida (autoconsumo, comunidades energéticas, etc.).
Para dimensionar las necesidades, el IIT ha desarrollado un modelo que estima la inversión requerida en la red de distribución para conectar nuevos consumos, reemplazar activos antiguos y avanzar en la digitalización. Sus conclusiones apuntan a la necesidad de invertir entre 4.500 y 6.300 millones de euros anuales hasta 2030, cifras que encajan razonablemente con los límites propuestos por el MITECO en el proyecto de Real Decreto de septiembre.
Representantes de sectores de gran consumo energético han mostrado su preocupación por la limitada capacidad actual de la red y por el elevado volumen de solicitudes de acceso pendientes. El informe recalca que, si no se acometen a tiempo las inversiones necesarias, la red de distribución puede convertirse en el principal cuello de botella para cumplir los objetivos del PNIEC 2023‑2030 en materia de transición energética.
Inversión en infraestructuras como oportunidad para inversores
Más allá del plano regulatorio y técnico, las tendencias estructurales que impulsan la inversión en infraestructuras (electrificación, digitalización, resiliencia, seguridad energética) abren también un campo de juego atractivo para los inversores en mercados de capitales.
Planes de inversión masivos, como el programa de infraestructuras de 500.000 millones de euros en Alemania, el auge de la inteligencia artificial con sus enormes necesidades de potencia y refrigeración, o las estrategias nacionales para reforzar generación, almacenamiento y redes, están generando un flujo constante de proyectos y oportunidades.
Ante este escenario, algunos inversores podrían pensar que la mejor forma de aprovechar esta ola es apostar por activos de infraestructura cíclicos y más volátiles (por ejemplo, ligados a transporte o materias primas), buscando capturar mayor crecimiento potencial aunque a costa de asumir más riesgo.
Sin embargo, esta estrategia tiene un coste: puede diluir precisamente aquellas ventajas que convierten a la infraestructura en un componente defensivo de las carteras, como la protección frente a caídas, la cobertura frente a la inflación y la estabilidad en los flujos de caja.
Existe, además, una falsa dicotomía entre invertir solo en utilities defensivas de bajo crecimiento (servicios públicos tradicionales) o en empresas de infraestructura con alto potencial pero gran volatilidad. La realidad del universo de infraestructura cotizada es bastante más rica y matizada.
Utilities reguladas: crecimiento estable, regulación e incentivos
El universo de inversión en infraestructura cotizada se divide, a grandes rasgos, entre compañías con una exposición más cíclica (por ejemplo, transporte ligado a comercio global, empresas vinculadas a materias primas) y empresas con un perfil más estable, como las utilities reguladas, que representan el segmento más defensivo del sector.
Curiosamente, el incremento del gasto mundial en infraestructuras favorecerá sobre todo a este segundo grupo, ya que son las utilities eléctricas reguladas las que se encuentran en el centro de las grandes tendencias estructurales: electrificación de la demanda, modernización de redes, resiliencia y digitalización.
Los reguladores son muy conscientes de que este crecimiento es crítico para la economía en su conjunto. Por eso, están incentivando a las utilities a seguir invirtiendo en expansión, elevando los retornos permitidos o incorporando mecanismos de incentivos adicionales por eficiencia y calidad de servicio.
Además, la apuesta de los gobiernos por la modernización de redes y sistemas se traduce en presupuestos específicos para electrificación, refuerzos de capacidad, automatización y resiliencia del suministro. Las nuevas plantas de generación, tanto renovables como convencionales, necesitan conectarse a la red y, con frecuencia, obligan a actualizarla para gestionar mayor demanda y más intercambios de energía.
La resiliencia ha ganado peso tras episodios como el apagón registrado en España u otros incidentes internacionales. Esto ha impulsado, por ejemplo, un aumento de los pagos por capacidad a utilities integradas, que reciben compensaciones adicionales por garantizar que la energía estará disponible cuando se necesite, especialmente en momentos de máxima exigencia del sistema.
Ejemplos europeos: Alemania y marcos regulatorios con incentivos
El caso de Alemania es ilustrativo de cómo la transición hacia la electrificación puede ser más compleja en países con fuerte dependencia histórica de combustibles fósiles para usos térmicos, como la calefacción. Allí, la red eléctrica necesita mejoras urgentes para conectar nuevas fuentes de energía y reforzar conexiones existentes ante una demanda creciente.
Esta situación obligará a Alemania a invertir de forma intensiva en sus redes en los próximos años, creando un contexto propicio para que el regulador revise al alza los retornos permitidos a las utilities, de modo que dispongan de incentivos suficientes para acometer esas inversiones.
En otros países europeos, como Italia, Reino Unido o la propia Alemania, muchos marcos regulatorios incorporan incentivos de rendimiento que permiten a las utilities obtener rentabilidades superiores a las tasas de referencia si mejoran su eficiencia operativa o se financian a un coste inferior al tipo usado por el regulador.
En la práctica, esto significa que las empresas con mejor gestión pueden superar los retornos autorizados de base, aun cuando estos no parezcan especialmente elevados en primera instancia. La clave está en su capacidad para ejecutar proyectos con eficiencia y sacar partido de los incentivos regulatorios.
Desde una óptica de inversión, centrarse en utilities reguladas que reinvierten una parte significativa de su flujo de caja para crecer —en lugar de limitarse a repartir dividendo— puede ofrecer una combinación muy atractiva de estabilidad, crecimiento y rentas crecientes en el tiempo, sin necesidad de asumir la ciclicidad de otros activos de infraestructura.
En este escenario, la verdadera oportunidad no reside únicamente en perseguir los mayores dividendos inmediatos, sino en identificar compañías estables que se benefician de las grandes tendencias de inversión en infraestructura, que generan ingresos recurrentes y que utilizan la reinversión como palanca de creación de valor a largo plazo.
Todo el ecosistema de inversiones en infraestructura eléctrica se está reconfigurando a gran velocidad: marcos regulatorios más complejos pero más orientados a la transición energética, límites de inversión que se revisan al alza, redes que deben ser más inteligentes y resilientes, y una demanda eléctrica disparada por la electrificación y la digitalización. Entender cómo encajan estas piezas —desde la planificación estatal hasta los incentivos a las utilities y las necesidades de la industria— es fundamental tanto para diseñar políticas efectivas como para que empresas e inversores puedan aprovechar la ola de oportunidades sin perder de vista la estabilidad del sistema y la protección del consumidor.
La tregua anunciada el pasado 7 de abril aporta una luz de esperanza en un conflicto que mantiene en vilo a todo el planeta, con graves consecuencias humanas y económicas. El acuerdo es frágil, pero delata la voluntad de encontrar una salida, a diferencia de lo sucedido en el frente de Ucrania. Sería temerario, sin embargo, aventurar que el impacto económico de la contienda será transitorio e inocuo, ya que sus secuelas se percibirán todavía durante largos meses, incluso si los contendientes sellaran rápidamente un acuerdo de paz.
La capacidad productiva de la región se ha visto seriamente afectada por los ataques, comprometiendo la vuelta a la normalidad. La Agencia Internacional de la Energía ha detectado daños en hasta 75 plantas de procesamiento de hidrocarburos, complejos petroquímicos e infraestructuras portuarias. Preocupa el diagnóstico de los expertos acerca de la destrucción parcial del yacimiento de gas de Ras Laffan, el más importante de mundo: los trabajos de reparación podrían prolongarse entre tres y cinco años.
También se complica la reapertura del estrecho de Ormuz, no solo por la imposición de peajes anunciada por Irán: ante la peligrosidad del paso por la zona, las compañías de seguros serán reacias a cubrir el transporte, o lo harán con pólizas a precios desorbitados. Para el negocio del seguro, basado en la percepción del riesgo, la incertidumbre tiene un coste elevado.
Los retrasos en las cadenas de suministro son otra secuela que no se resolverá tan rápidamente. El parón de las exportaciones de hidrocarburos, fertilizantes, productos químicos y de un amplio abanico de minerales y de componentes químicos producidos por los países del Golfo trae consigo una desorganización de los sistemas productivos. El queroseno, por ejemplo, empieza a escasear, perturbando la aviación civil. Y la lógica reacción de almacenamiento de los importadores podría agravar los fenómenos de escasez.
La histéresis de la guerra ejercerá una presión prolongada sobre los costes de producción (y, en última instancia, sobre los precios al consumo) incluso después de su resolución. La buena noticia es que, en principio, el impacto en la inflación será menos acusado que hace cuatro años. La crisis energética generada por la guerra de Ucrania coincidió con una demanda boyante, sostenida por el sobre ahorro acumulado por los hogares durante la pandemia.
En esta ocasión, la presión de la demanda es menor, incluso en una economía en expansión como la nuestra. Además, en el caso de España, la subida en escala de las energías renovables está amortiguando los efectos del encarecimiento del gas en la factura de la luz. Con todo, la escalada de los costes de producción producirá incrementos puntuales de precios, sin efectos significativos de segunda ronda. No obstante, el BCE está al acecho y querrá comprobar que las expectativas están ancladas, de modo que no es descartable que ajuste algo los tipos.
Además, un descenso prolongado de la oferta de materias primas frenará la actividad. De momento, los indicadores de coyuntura mantienen el buen tono. La afiliación sigue tirando y el PMI se mantiene en zona expansiva. Pero una cierta pérdida de capacidad de compra es inevitable.
Los Estados pueden intentar compensarla, pero se enfrentan al muro de la deuda. La española sigue en cotas que no dejan margen para ningún desliz, y lo mismo ocurre en casi todas las principales economías avanzadas. La política presupuestaria debería ser quirúrgica, centrando su actuación en los sectores más afectados y en los grupos sociales vulnerables. Entre los grandes países, solo España, Italia y Polonia han procedido a recortes generalizados de gravámenes, una medida poco eficaz y costosa, que debería desaparecer a medida que el shock de precios se diluye, conforme a lo previsto en el plan del Gobierno. Ante un conflicto bélico de consecuencias duraderas, la eficacia en el despliegue de la munición económica es clave.
ACTIVIDAD | El índice PMI de manufacturas descendió en marzo hasta niveles consistentes con una reducción de la actividad (por debajo de 50). Aún más relevante es la valoración que realizan las empresas participantes sobre los costes y los plazos de entrega de los insumos. En este sentido, los efectos de la guerra ya se perciben en forma de un encarecimiento acusado de los precios pagados por las empresas, y de interrupciones en las cadenas de suministro. También aumenta la percepción de escasez de determinados productos, entre los que destacan los semiconductores.
Este artículo se publicó originalmente en el diario El País.
La eficiencia energética aplicada al reciclaje industrial se ha convertido en una de las palancas más potentes para avanzar hacia una economía baja en carbono y un modelo productivo verdaderamente circular. En un contexto de precios energéticos inestables, regulaciones ambientales cada vez más estrictas y clientes que exigen responsabilidad, optimizar cómo usamos la energía y cómo gestionamos los residuos ya no es un “extra”, es una necesidad para negocios que promueven la economía sostenible.
Al mismo tiempo, el reciclaje industrial, la valorización de residuos y la recuperación de calor están evolucionando gracias a nuevas tecnologías, modelos de simbiosis industrial y soluciones de diseño de producto que permiten cerrar el círculo de los materiales y reducir la demanda de recursos vírgenes. Todo ello abre la puerta a plantas de reciclaje más eficientes, edificios mejor aislados, procesos térmicos más inteligentes y una industria que, poco a poco, deja de ver los residuos como un coste para empezar a tratarlos como un recurso estratégico.
Qué es la eficiencia energética y por qué encaja tan bien con el reciclaje
Cuando hablamos de eficiencia energética nos referimos, en esencia, a conseguir el mismo servicio o producción utilizando mucha menos energía. No se trata solo de consumir menos por consumir menos, sino de obtener el máximo rendimiento posible con el mínimo gasto energético viable, reduciendo pérdidas, ineficiencias y despilfarros a lo largo de toda la cadena de valor.
Esta idea implica que una instalación, una máquina o incluso un edificio es más eficiente si logra la misma función con menos kWh, ya sea mediante tecnologías avanzadas, mejores aislamientos, recuperación de energía que antes se perdía o una gestión más inteligente de los recursos. En el entorno industrial, donde los consumos son gigantescos, el margen de mejora es enorme.
La eficiencia energética tiene un impacto directo sobre el medioambiente porque cada unidad de energía que dejamos de consumir supone menos emisiones de gases de efecto invernadero (si procede de combustibles fósiles), menor presión sobre las redes de suministro y menos necesidad de construir nuevas infraestructuras energéticas. Combinada con el reciclaje y la economía circular, se convierte en un tándem muy potente para reducir la huella ecológica de las empresas.
Entre los beneficios más relevantes de apostar por la eficiencia energética destacan el ahorro económico en la factura (tanto para hogares como para industrias), la disminución considerable de la huella de carbono, la promoción de hábitos de consumo más responsables, la mejora de la calidad del aire en entornos urbanos e industriales y, en definitiva, un suministro energético más estable y menos dependiente de importaciones de combustibles fósiles.
Por todo ello, combinar estrategias de reciclaje industrial con medidas de eficiencia energética no solo responde a criterios ambientales, sino que también refuerza la competitividad, mejora la resiliencia frente a cambios normativos y refuerza la imagen corporativa frente a clientes, inversores y administraciones públicas.
Eficiencia energética y economía circular: dos caras de la misma moneda
La economía circular persigue que los productos, materiales y recursos se mantengan en uso el mayor tiempo posible, reduciendo al mínimo la generación de residuos. En este modelo, el reciclaje industrial, la reutilización, la reparación y el rediseño de productos se combinan con la eficiencia energética para lograr procesos productivos mucho más sostenibles.
Por un lado, la eficiencia energética pone el foco en reducir la demanda de energía y optimizar su uso; por otro, la economía circular se centra en minimizar los residuos y en que las materias primas se reintroduzcan una y otra vez en los ciclos productivos. Al integrarse, ambos enfoques permiten disminuir la presión sobre recursos no renovables y rebajar de forma sustancial la generación de desechos.
Algunas estrategias clave de economía circular que impulsan la eficiencia energética en la industria pasan por el diseño de productos orientado a la durabilidad, la facilidad de reparación y el desmontaje, de forma que se alargue su vida útil y se reduzca la energía necesaria asociada a fabricar reemplazos. También es fundamental la recuperación y reciclaje de materiales para evitar la extracción y transformación de materias primas vírgenes, procesos que suelen ser muy intensivos en energía.
Otra palanca esencial es la integración de energías renovables (como la solar fotovoltaica o la biomasa procedente de residuos) en los procesos industriales y en las propias plantas de reciclaje, para cubrir parte de su demanda con fuentes limpias. A esto se suma la adopción de tecnologías y sistemas de alto rendimiento energético: motores eficientes, variadores de frecuencia, sistemas de control avanzados, iluminación LED y soluciones de automatización que permiten ajustar el consumo a las necesidades reales.
La tecnología, los sistemas de gestión inteligente de residuos y los modelos de simbiosis industrial -en los que los subproductos de una empresa se convierten en materia prima o fuente energética para otra- ayudan a que el conjunto del tejido industrial funcione como un ecosistema coordinado, con menos pérdidas y mayor aprovechamiento de recursos.
Normativa europea: directivas y leyes de eficiencia energética
En los últimos años, la Unión Europea ha reforzado notablemente su marco regulatorio en materia de eficiencia energética, marcando objetivos cada vez más ambiciosos de reducción de consumo. La Directiva 2012/27/UE sentó las bases de esta política, fijando como meta inicial una reducción del 20% del consumo energético para 2020 e impulsando medidas en todos los sectores, incluida la edificación, la industria y los servicios.
Esta directiva obligó a los Estados miembros a establecer objetivos nacionales de eficiencia, desarrollar planes de acción, implantar auditorías energéticas en grandes empresas e introducir esquemas de ahorro de energía. También reforzó el papel ejemplarizante del sector público, especialmente en la renovación energética de edificios y en la contratación de productos y servicios eficientes.
Posteriormente, la nueva Directiva 2023/1791 ha elevado la ambición, fijando un objetivo de reducción del consumo energético del 11,7% para 2030, tomando como referencia las proyecciones realizadas en el marco de los objetivos para 2020. Esto implica que los países de la UE deben acelerar sus políticas de ahorro y eficiencia, desplegar más medidas sobre el terreno e intensificar la descarbonización de la economía para llegar a la neutralidad climática en 2050.
En paralelo, la conocida como “ley de eficiencia energética” europea aprobada en 2023 establece un marco común que obliga a los Estados a definir contribuciones cuantificables al objetivo europeo, informando periódicamente a la Comisión Europea sobre sus planes nacionales de ahorro. Aunque la norma deja cierto margen de flexibilidad (por ejemplo, permitiendo una desviación de hasta el 2,5% en el esfuerzo asignado), la tendencia es clara: la regulación será cada vez más exigente.
Una parte importante de esta legislación recae sobre las administraciones públicas, a las que se les exige reducir año a año su consumo de energía -con excepciones como el transporte público o las fuerzas armadas- y renovar, como mínimo, el 3% anual de la superficie total de edificios de propiedad pública. El objetivo último es asegurar el suministro, reducir la dependencia energética exterior y estimular medidas de eficiencia en toda la economía, incluyendo de forma explícita al sector industrial y a las plantas de reciclaje.
Eficiencia energética en edificios: certificación y uso de materiales reciclados
Los edificios concentran una parte muy significativa del consumo energético, y por ello la UE cuenta con una normativa específica sobre eficiencia energética en la edificación. Esta normativa obliga a que las nuevas construcciones sean cada vez más eficientes, aprovechen las condiciones bioclimáticas del entorno y cuenten con un certificado de eficiencia energética que informe de su comportamiento.
Ese certificado debe ser emitido por un técnico competente (arquitecto, arquitecto técnico, ingeniero o similar) y clasifica el edificio mediante una etiqueta energética que va de la A (máxima eficiencia) a la G (menor eficiencia). Para calcular esta calificación se consideran, entre otros factores, la normativa de construcción vigente cuando se levantó el edificio, la zona climática donde se ubica, las características de la envolvente (fachadas, cubiertas, ventanas), las instalaciones de climatización, agua caliente e iluminación y la presencia de sistemas basados en energías renovables.
En este contexto, el reciclaje industrial también tiene mucho que decir. Investigaciones recientes han demostrado que los residuos de construcción y demolición pueden transformarse en materiales de aislamiento térmico para cubiertas y fachadas, sustituyendo a morteros de cemento, ladrillos cerámicos u otros elementos tradicionales. Gracias a modelos de simulación energética, se ha comprobado que utilizar estos materiales reciclados puede reducir el consumo energético de los edificios entre un 8% y un 13%, dependiendo del clima.
Por ejemplo, en un edificio residencial tipo, simulado en diferentes zonas climáticas españolas, se observó que las mayores pérdidas en invierno se dan por cubierta y fachada, mientras que en verano el suelo en contacto con el terreno puede convertirse en un foco relevante de pérdidas y ganancias térmicas. Incorporar materiales aislantes procedentes de residuos permite reducir esas pérdidas, mejorar el confort interior y recortar el gasto energético en calefacción y refrigeración.
Los resultados también ponen de manifiesto que la efectividad de estos materiales reciclados es especialmente notable en cubiertas y que el ahorro económico en climatización puede ser muy significativo, especialmente en climas fríos donde los edificios bien aislados funcionan mejor. Además de disminuir el uso de materias primas vírgenes y dar una segunda vida a los residuos, esta estrategia encaja de lleno con los principios de la arquitectura circular y con los objetivos de eficiencia energética marcados por la UE.
Reciclaje industrial: concepto, beneficios y métodos más habituales
El reciclaje industrial consiste en la recuperación y reutilización de materiales que se generan como residuos durante los procesos productivos o tras el fin de vida de los productos. Se realiza a una escala muy superior a la del reciclaje doméstico y engloba tanto residuos metálicos como plásticos, papel y cartón, vidrio, residuos electrónicos, e incluso subproductos de procesos químicos o agroalimentarios.
Su importancia radica en que, al reintroducir estos materiales en la cadena de valor, se reduce la cantidad de residuos enviados a vertedero o incineración, se disminuye la necesidad de extraer y transformar materias primas nuevas y se recortan los consumos energéticos asociados a la producción de materiales desde cero. Todo esto se traduce en menores costes, menores emisiones y una mejor utilización de los recursos naturales.
Entre los principales beneficios del reciclaje industrial se encuentran la reducción de costes de materias primas, ya que muchos residuos se convierten en insumos para nuevos procesos; los ahorros energéticos, porque reciclar metales, papel o vidrio suele requerir menos energía que producirlos desde recursos vírgenes; el cumplimiento de normativas cada vez más exigentes en materia de residuos y economía circular; y la mejora de la reputación corporativa al demostrar un compromiso real con la sostenibilidad.
En cuanto a los métodos, el reciclaje de metales (acero, aluminio, cobre, etc.) es uno de los más consolidados: los metales se recogen, clasifican, limpian y se funden para fabricar nuevos productos, pudiendo repetirse este ciclo una y otra vez con apenas pérdida de propiedades. El reciclaje de plásticos, más complejo por la gran variedad de polímeros, implica separación por tipos, limpieza y procesos como la extrusión o la inyección para generar nuevos componentes.
El reciclaje de papel y cartón pasa por la recogida, clasificación, desintegración y reformado de las fibras, generando nuevos productos de papel al tiempo que se evita deforestación y se ahorra energía. El vidrio, por su parte, se separa por colores, se limpia y se funde para fabricar nuevos envases o elementos constructivos, con la ventaja de ser reciclable prácticamente de forma indefinida. Finalmente, el reciclaje de residuos electrónicos (e-waste) incluye el desmontaje, separación de componentes y la recuperación de minerales críticos, plásticos y vidrios, evitando la liberación de sustancias peligrosas al medioambiente.
Estrategias prácticas para implantar reciclaje y eficiencia energética en la industria
Para que el reciclaje industrial y la eficiencia energética funcionen en el día a día de una planta, es necesario ir más allá de la teoría y aterrizarlo en un plan de acción concreto. El primer paso suele ser realizar una auditoría de residuos y de consumos energéticos para entender qué tipos de residuos se generan, en qué cantidades, dónde se producen las principales ineficiencias y qué oportunidades de mejora existen.
A partir de ese diagnóstico, conviene establecer metas claras y realistas: porcentaje de residuos a reciclar, reducción de consumo energético por unidad producida, recorte de costes de eliminación de residuos, etc. Estas metas deben acompañarse de indicadores de seguimiento que permitan evaluar el progreso y ajustar las actuaciones.
La implicación del personal es crítica. Sin una formación adecuada en reciclaje y eficiencia energética, cualquier plan se quedará corto. Es importante que los equipos conozcan la importancia de separar correctamente los residuos, operar la maquinaria de manera eficiente, detectar fugas de aire comprimido o calor, y reportar incidencias. La cultura energética y ambiental de la empresa se construye con pequeñas acciones cotidianas.
Otro elemento clave es la colaboración con proveedores y clientes. Trabajar con suministradores que apuesten por materiales reciclables o de bajo impacto, y diseñar productos pensando en su fin de vida para que puedan reciclarse o valorizarse energéticamente, permite cerrar el ciclo de los materiales. A su vez, acordar esquemas de devolución o recogida de productos al final de su uso puede alimentar nuevas cadenas de valor circulares.
Finalmente, es importante monitorizar los resultados, revisar periódicamente el programa de reciclaje y eficiencia, e introducir mejoras continuas. La industria evoluciona, aparecen nuevas tecnologías y cambian las normativas, por lo que un sistema estático se queda obsoleto muy rápido. La clave está en mantener una mentalidad de mejora continua y adaptación.
Plantas de reciclaje más eficientes: procesos, tecnologías y mantenimiento
La eficiencia en las plantas de reciclaje se mide tanto en la capacidad de recuperar materiales de calidad como en la energía y recursos que se emplean para conseguirlo. Para optimizar sus procesos, estas instalaciones deben actuar en varias fases: recolección, clasificación, transformación, gestión energética y mantenimiento de equipos.
Una recolección bien planificada garantiza un flujo estable de materiales reciclables con el menor consumo posible de combustible y tiempo. Esto pasa por diseñar rutas eficientes, utilizar vehículos adecuados y trabajar estrechamente con las comunidades o clientes para asegurar que los residuos lleguen correctamente separados o, al menos, con una calidad que permita su posterior tratamiento sin excesivos rechazos.
La clasificación de materiales es uno de los puntos más críticos, ya que determina la pureza y valor del material recuperado. Cada vez es más habitual que las plantas implanten sistemas automatizados de clasificación que combinan cintas transportadoras, separadores magnéticos, corrientes de Foucault, sistemas ópticos por color y composición, así como sensores guiados por algoritmos de inteligencia artificial para distinguir plásticos, metales y otras fracciones.
En la fase de transformación, las trituradoras juegan un papel fundamental. La trituración primaria y secundaria permiten reducir el tamaño de los residuos para facilitar su tratamiento posterior. Aquí entran en juego innovaciones como los trituradores monoeje con motores torque, que ofrecen un par muy elevado desde el arranque, una gran capacidad de inversión de giro y una eficiencia energética superior a los sistemas hidráulicos clásicos o las transmisiones mecánicas convencionales.
La clave de estas nuevas soluciones es que reducen los tiempos muertos cuando el rotor debe invertir su giro, mantienen un control muy preciso de la velocidad gracias a encoders e inversores, disminuyen las pérdidas energéticas al eliminar elementos hidráulicos poco eficientes y soportan mejor los esfuerzos derivados de materiales especialmente tenaces. Todo ello se traduce en más toneladas procesadas por hora, menos consumo por tonelada y una fiabilidad muy superior.
Para que una planta de reciclaje funcione de forma eficiente a largo plazo, es imprescindible contar con programas de mantenimiento preventivo y sistemático que incluyan revisiones periódicas de trituradoras, cintas, separadores y demás equipos. Detectar cuellos de botella, ajustar cargas de trabajo y prevenir averías es tan importante como incorporar tecnologías avanzadas, ya que cualquier parada imprevista implica pérdidas de producción, consumos energéticos ineficientes y sobrecostes.
Gestión energética en plantas de reciclaje y procesos industriales
Además de mejorar los procesos de reciclaje en sí mismos, muchas empresas están apostando por gestionar mejor la energía dentro de sus instalaciones, reduciendo consumos y aprovechando el potencial energético de los propios residuos. Aquí entran en juego conceptos como la valorización energética, la recuperación de calor residual y la integración de renovables.
En numerosas industrias, los residuos se perciben como un coste asociado a su gestión y transporte, pero cada tonelada de desechos encierra un potencial energético que puede aprovecharse. La llamada energía a partir de residuos (o valorización energética) engloba procesos que convierten materiales de desecho en energía útil, en forma de calor, electricidad o biocombustibles, complementando así el reciclaje de materiales cuando este no es técnica o económicamente viable.
Entre los principales tipos de energía generada a partir de residuos se encuentran la energía térmica mediante incineración controlada, que reduce el volumen de residuos y genera calor para redes de calefacción urbana o procesos industriales; el biogás procedente de digestión anaerobia de residuos orgánicos, que puede usarse en calderas, motores o inyectarse en la red; y los biocombustibles sólidos, líquidos o gaseosos derivados de residuos agrícolas, forestales o aceites usados.
También destacan procesos termoquímicos avanzados como la gasificación y la pirólisis, que convierten fracciones de residuos no reciclables en syngas o aceites con valor energético, y la recuperación de gas de vertedero para producir electricidad o calor. Estas opciones requieren una planificación cuidadosa para garantizar un control riguroso de emisiones y una gestión ambiental adecuada, pero ofrecen ventajas importantes: reducción de costes energéticos, anticipación a normativas que limitan el vertido y refuerzo de la estrategia ESG de la compañía.
Más allá de la valorización energética, la industria cuenta con un enorme potencial de recuperación de calor residual. Proyectos como Indus3Es han demostrado que el calor de baja temperatura, normalmente desaprovechado, puede recuperarse mediante transformadores de calor por absorción y reutilizarse internamente, elevando su temperatura hasta rangos útiles para otros procesos. En instalaciones piloto en refinerías, estos sistemas han logrado aprovechar aproximadamente el 50% del calor que antes se disipaba, con periodos de amortización razonables y perspectivas de ser aún más competitivos a mayor escala.
Simbiosis industrial y economía circular en el entorno B2B
La simbiosis industrial es una estrategia que lleva la economía circular un paso más allá, fomentando la colaboración entre distintas empresas para intercambiar materiales, energía y servicios. La idea es sencilla: lo que para una organización es un residuo o subproducto, para otra puede ser una materia prima valiosa o una fuente energética aprovechable.
Este enfoque permite reducir costes en materias primas, al sustituir insumos vírgenes por subproductos de otras industrias; ahorrar energía mediante intercambios térmicos o de recursos que optimizan consumos; y reducir la huella de carbono alargando la vida útil de los materiales y evitando procesos de extracción y producción adicionales.
No obstante, la implantación de esquemas de simbiosis industrial enfrenta retos como barreras técnicas (compatibilidad de residuos, necesidad de pretratamientos), falta de confianza a la hora de compartir información sensible sobre flujos de residuos, o ausencia de plataformas y herramientas que faciliten la identificación sistemática de posibles sinergias.
Proyectos europeos como SYMBA están desarrollando plataformas digitales y metodologías de análisis para conectar empresas con potencial de colaboración, evaluar la viabilidad técnica y económica de las sinergias e implementar casos piloto que sirvan como demostración. Centros tecnológicos actúan como socios clave, aportando conocimiento, herramientas y acompañamiento para que las compañías puedan materializar estas oportunidades de forma segura y rentable.
De esta manera, la simbiosis industrial se convierte en un motor de la economía circular y de la eficiencia energética, transformando cadenas de suministro lineales en redes colaborativas en las que los recursos se optimizan al máximo y los residuos se reducen de forma drástica.
Sostenibilidad en procesos industriales intensivos: el caso del mecanizado
El sector del mecanizado es un buen ejemplo de cómo materiales reciclados y eficiencia energética pueden transformar un proceso tradicionalmente intensivo en recursos. Las máquinas herramienta (tornos, fresadoras, centros CNC) consumen grandes cantidades de electricidad y generan virutas, recortes y otros residuos metálicos que, si no se gestionan bien, se convierten en un problema ambiental y económico.
El uso de metales reciclados como acero, aluminio o cobre permite reducir de forma muy notable la energía necesaria para fabricar la materia prima: el acero reciclado consume en torno a un 70% menos de energía que el acero primario, y en el caso del aluminio el ahorro puede acercarse al 95%. Al mismo tiempo, aprovechar las virutas y recortes generados en la propia planta y reintroducirlos en la cadena de reciclaje cierra el círculo del material.
En paralelo, la eficiencia energética en mecanizado pasa por incorporar motores de alta eficiencia y sistemas de recuperación de energía en las máquinas, optimizar los parámetros de corte para minimizar tiempos de ciclo, utilizar sistemas de refrigeración más eficientes o procesos en seco que reduzcan el uso de fluidos, e integrar energías renovables (como la fotovoltaica) para alimentar parte de la instalación.
La digitalización y la automatización también juegan un papel clave, ya que el uso de software avanzado y análisis de datos permite mejorar la programación de las máquinas, optimizar trayectorias de corte, reducir desperdicios, detectar fallos de forma temprana y aplicar mantenimiento predictivo. Todo esto se traduce en menores consumos energéticos, menos paradas no planificadas y una mejor utilización de herramientas y equipos.
Aunque la implantación de estas medidas puede requerir inversiones iniciales, formación específica y ajustes logísticos, las empresas que apuestan por la sostenibilidad en mecanizado obtienen beneficios claros: reducción de costes operativos, cumplimiento de normativas ambientales, acceso a subvenciones y financiación para proyectos verdes, mejora de la reputación y preparación para un entorno regulatorio cada vez más exigente.
Formación, calidad de materiales reciclados y marco regulatorio
Ninguna estrategia de eficiencia energética y reciclaje industrial puede tener éxito sin formar adecuadamente al personal. En una planta de reciclaje o en una fábrica intensiva en energía, los trabajadores deben dominar el manejo de sistemas automatizados, conocer las buenas prácticas de clasificación y separación de residuos, aplicar tareas básicas de mantenimiento y, muy importante, comprender el impacto ambiental de su trabajo.
La concienciación en seguridad y medioambiente contribuye a reducir la producción de residuos innecesarios, minimizar emisiones y fomentar un comportamiento responsable. Dar a conocer conceptos como la huella de carbono y las emisiones asociadas a la energía ayuda a que los empleados vean el vínculo entre sus decisiones diarias y los resultados ambientales de la empresa.
Al mismo tiempo, la calidad de los materiales reciclados es crucial para que sean aceptados por el mercado. Para lograr una buena viabilidad comercial es imprescindible mejorar los procesos de limpieza y separación, implementando sistemas de lavado eficaces, tecnologías ópticas y mecánicas avanzadas y controles de calidad en cada fase. Solo así se obtienen plásticos, metales o vidrios reciclados con propiedades estables y aptos para aplicaciones exigentes.
La economía circular también impulsa el desarrollo de nuevos productos a partir de materiales reciclados, como plásticos de altas prestaciones, biocombustibles o componentes para la construcción, acompañados de esquemas de certificación que aumentan su credibilidad y aceptación. Estas innovaciones amplían las salidas de los materiales recuperados y refuerzan la viabilidad económica del reciclaje.
En paralelo, el marco regulatorio en materia de reciclaje y medioambiente marca las reglas del juego. Las plantas necesitan licencias y permisos, deben cumplir límites de emisiones, gestionar adecuadamente los residuos peligrosos y seguir directrices para el almacenamiento y manipulación de materiales reciclables. Muchas normativas, lejos de ser solo una obligación, actúan como motor para modernizar instalaciones, formar al personal, implantar sistemas de seguimiento y evaluación, y adoptar tecnologías más limpias gracias a incentivos económicos.
Todas estas piezas encajan en un escenario en el que la eficiencia energética en el reciclaje industrial ya no es una ambición lejana, sino una realidad que se está construyendo a base de innovación tecnológica, nuevos modelos de colaboración, marcos normativos más claros y una cultura empresarial que empieza a ver la sostenibilidad como un factor estratégico de competitividad y liderazgo.
La alianza entre Repsol, HitecVision y TotalEnergies da un nuevo giro al mapa energético del Mar del Norte británico. A través de su empresa conjunta NEO NEXT Energy, la española y el fondo noruego han sellado un acuerdo para integrar los activos de exploración y producción de petróleo y gas en Reino Unido con el negocio de upstream de TotalEnergies UK, dando lugar a una nueva plataforma denominada NEO NEXT .
Esta jugada corporativa supone un movimiento de calado en el sector europeo del petróleo y el gas, ya que la compañía resultante aspira a convertirse en uno de los principales productores independientes de hidrocarburos en la plataforma continental del Reino Unido (UKCS). La operación se enmarca en la reordenación del negocio clásico de Repsol y en su estrategia de poner en valor los activos de upstream con vistas a una futura salida a bolsa.
NEO NEXT : un nuevo gigante independiente en el Mar del Norte británico
NEO NEXT Energy, fruto de la integración previa del negocio de upstream de Repsol UK con Neo Energy -vehículo controlado por HitecVision-, da un salto de escala al sumar ahora los activos en producción de TotalEnergies en la plataforma del Reino Unido. Con la fusión, la nueva NEO NEXT prevé alcanzar en 2026 una producción superior a 250.000 barriles equivalentes de petróleo al día, muy por encima de la capacidad combinada de muchos de sus competidores en la cuenca.
La operación consolida a NEO NEXT como operador y productor líder en la UKCS, situándola por delante de otras plataformas independientes nacidas en los últimos años a raíz de procesos similares de concentración, como la integración de activos de Shell y Equinor o el crecimiento de Harbour Energy. El enfoque está puesto en activos maduros pero todavía con recorrido, con un peso relevante del gas natural, energía que gana protagonismo como vector de transición.
Según las distintas comunicaciones remitidas al mercado, el valor de la transacción no se ha hecho público, aunque fuentes del sector de hidrocarburos lo sitúan en el entorno de los 4.000 millones de euros. Más allá de la cifra, la clave pasa por la creación de una plataforma con masa crítica suficiente para capturar economías de escala y optimizar inversiones y costes operativos en un entorno regulatorio y fiscal cada vez más exigente.
La integración de los activos de TotalEnergies se construye sobre una base ya consolidada: en la alianza con HitecVision, Repsol había aportado anteriormente activos valorados en torno a 1.224 millones de euros para hacerse con un 45% de NEO NEXT. Con la entrada del grupo francés, la compañía española reduce su participación porcentual, pero pasa a estar presente en una plataforma de mayor tamaño y potencial, con un perfil de riesgo y retorno distinto.
Estructura accionarial y condiciones financieras del acuerdo
Uno de los elementos centrales de la operación es la nueva estructura de propiedad de NEO NEXT . De acuerdo con los términos pactados, TotalEnergies UK pasará a controlar un 47,5% del capital, convirtiéndose en el primer accionista del vehículo de upstream en Reino Unido. HitecVision mantendrá un 28,875%, mientras que Repsol quedará con un 23,625% de participación en la plataforma combinada.
Este reparto refuerza el peso de TotalEnergies como operador de referencia en el Mar del Norte británico, donde está presente desde hace más de seis décadas. Al mismo tiempo, permite a HitecVision consolidar su posición como inversor especializado en el sector energético del norte de Europa, y a Repsol seguir presente en la zona con menor exposición directa y un mayor foco en la rentabilidad de sus activos.
Desde el punto de vista financiero, el diseño de la operación incluye un elemento relevante para el flujo de caja del nuevo grupo: TotalEnergies UK conservará hasta 2.300 millones de dólares en obligaciones de desmantelamiento asociadas a sus activos en la región. Este esquema libera a NEO NEXT de una parte significativa de los compromisos futuros ligados al abandono de infraestructuras y plataformas maduras, lo que mejora la generación de caja y la capacidad de financiar nuevos proyectos.
Las partes dan por hecho que la operación no será inmediata. El cierre de la transacción está previsto para la primera mitad de 2026, condicionado a la obtención de todas las aprobaciones regulatorias pertinentes en el Reino Unido y a los consentimientos de las autoridades competentes. Hasta entonces, las compañías seguirán gestionando sus respectivos negocios bajo las estructuras actuales, mientras se define en detalle la integración operativa y de gobierno corporativo.
Activos clave y sinergias operativas en la UKCS
La aportación de TotalEnergies no se limita a volumen de producción. La compañía francesa incorpora a NEO NEXT una cartera de activos en producción de alta calidad en el Mar del Norte, que incluye participaciones en complejos como Elgin/Franklin y otros campos relevantes de la cuenca británica, así como intereses en proyectos como Penguins, Mariner, Shearwater, Culzean, Alwyn North o Dunbar, entre otros yacimientos estratégicos.
Estos campos se caracterizan por una combinación de producción de petróleo y, sobre todo, de gas, un recurso particularmente demandado en el contexto de transición energética europeo. El gas se percibe como una pieza de apoyo para respaldar la seguridad de suministro mientras se acelera el despliegue de renovables y se avanza hacia los objetivos de descarbonización fijados para 2050 por las principales compañías y por la Unión Europea.
Desde NEO NEXT se subraya que la integración permitirá reforzar las capacidades operativas y de gestión de proyectos, especialmente en entornos técnicamente complejos como las operaciones de gas a alta presión y alta temperatura en alta mar. La experiencia acumulada de TotalEnergies en este tipo de desarrollos se considera una palanca esencial para extraer valor de los activos y mejorar la eficiencia de la nueva plataforma.
Entre los beneficios esperados destacan las sinergias en costes, mantenimiento y desarrollo de nuevos pozos, así como una mayor flexibilidad para reorganizar carteras, adaptar ritmos de producción y priorizar inversiones de acuerdo con las condiciones de mercado y las señales regulatorias en Reino Unido. Todo ello con el objetivo de sostener un perfil de bajo coste y bajas emisiones en la operación diaria, un elemento cada vez más vigilado por autoridades y grupos de interés.
Estrategia de consolidación en el Mar del Norte y rol de cada socio
La fusión entre NEO NEXT y TotalEnergies UK se inscribe en una tendencia de concentración en el Mar del Norte, donde varios operadores han optado por unir fuerzas para ganar escala y diluir riesgos. En los últimos años se han sucedido operaciones similares que han reconfigurado el ecosistema de productores independientes en la cuenca británica, en respuesta tanto a la madurez de muchos yacimientos como a cambios fiscales como el denominado windfall tax aplicado en 2022 y a las consecuencias del Brexit en la inversión.
En este contexto, NEO NEXT se presenta como un vehículo con vocación de liderazgo en la consolidación de la UKCS. La compañía ha explicitado su intención de seguir identificando oportunidades de compra de activos y participaciones, siempre que contribuyan a incrementar la generación de caja y a reforzar la resiliencia del portafolio. La estrategia corporativa se resume internamente en tres ejes: “Resiliencia, Rentabilidad y Crecimiento”.
Desde la fusión con Repsol UK en marzo de 2025, NEO NEXT ha ido encadenando operaciones en esa misma línea. Entre ellas destacan la adquisición de Gran Tierra North Sea Limited y la compra de la participación de BP en el campo de Culzean, activos que se integrarán ahora bajo el paraguas de NEO NEXT junto con la cartera de TotalEnergies en Reino Unido.
El papel de cada socio en el nuevo esquema queda bien definido: TotalEnergies aporta escala industrial y experiencia operativa; HitecVision contribuye con capital y visión de inversor especializado en energía; y Repsol se mantiene como socio industrial con conocimiento técnico y presencia histórica en la zona, al tiempo que ajusta su exposición para seguir adaptando su cartera global de upstream.
Declaraciones de TotalEnergies, Repsol y HitecVision
Los máximos responsables de las compañías implicadas han puesto el acento en la complementariedad de fortalezas y en la importancia de la operación para la seguridad energética del Reino Unido. El consejero delegado de TotalEnergies, Patrick Pouyanné, ha señalado que el acuerdo refleja el compromiso a largo plazo del grupo con el petróleo y el gas en Reino Unido y con el suministro estable al país. Ha remarcado, además, que la compañía aportará su enfoque en operaciones de bajo coste y bajas emisiones, con el objetivo de maximizar las economías de escala del nuevo portafolio y reforzar la generación de caja desde el cierre de la transacción.
Por parte de NEO NEXT, su presidente ejecutivo y socio senior de HitecVision, John Knight, ha destacado la relevancia de contar con un operador global como TotalEnergies dentro de la plataforma. En sus declaraciones ha incidido en la experiencia de la francesa en proyectos de gas a alta presión y alta temperatura en alta mar, y ha reiterado que NEO NEXT continuará buscando operaciones que aporten flujo de caja positivo y refuercen la posición de la compañía en la UKCS durante los próximos años.
El consejero delegado de Repsol, Josu Jon Imaz, ha descrito la integración con TotalEnergies UK como “otro gran paso adelante” en la estrategia de NEO NEXT y, por extensión, en la hoja de ruta de la propia Repsol en exploración y producción. Ha insistido en que, con una cartera más amplia y equilibrada y un mayor control operativo conjunto, la compañía estará mejor situada para competir en un entorno complejo como el del Mar del Norte, caracterizado por una regulación cambiante y una presión creciente para reducir la huella de carbono.
Imaz ha subrayado también que, gracias a este tipo de movimientos, Repsol sigue optimizando su cartera global de activos, concentrándose en proyectos de mayor margen y ajustando su presencia en geografías donde el riesgo fiscal y regulatorio es más elevado. El objetivo declarado es mantener una escala adecuada del negocio de upstream a medio y largo plazo, a la vez que se incrementa el valor para el accionista y se avanza en la preparación de una eventual salida a bolsa de esta división en los próximos años.
Repsol redibuja su presencia internacional en upstream
La alianza con TotalEnergies en Reino Unido se entiende mejor a la luz de la reconfiguración global del upstream de Repsol. La presencia de la compañía española en el Mar del Norte hunde sus raíces en la compra de Talisman Energy tras la expropiación de YPF, una operación que, en su momento, generó tensiones con Sinopec, socio de la canadiense en la zona. Ese conflicto se cerró en 2023 con un acuerdo por el que Repsol se quedó con el 49% que Sinopec mantenía en RSUK, lo que le permitió reordenar a fondo su posición en Reino Unido.
Desde entonces, la hoja de ruta de la petrolera española ha pasado por poner en valor estos activos y reducir paulatinamente su exposición directa en zonas maduras como el Mar del Norte, mientras concentra sus esfuerzos de crecimiento en otras áreas geográficas consideradas estratégicas, como Estados Unidos, México, Brasil o Libia. El desarrollo del área de Pikka, en Alaska, donde la compañía ha realizado uno de sus mayores descubrimientos de crudo en décadas, es un buen ejemplo de ese cambio de foco.
En paralelo, Repsol ha dejado claro que su objetivo es preparar el negocio de upstream para un posible salto al parqué entre 2026 y 2027. Para ello, está llevando a cabo un proceso de simplificación y agrupación de activos que facilite la valoración por parte de los inversores, refuerce la visibilidad de los flujos de caja y permita presentar una cartera concentrada en proyectos de alto valor añadido.
La creación de NEO NEXT y, ahora, de NEO NEXT se inscribe precisamente en esa estrategia de construir vehículos específicos con masa crítica suficiente y socios industriales y financieros de primer nivel, como HitecVision y TotalEnergies. De este modo, la compañía mantiene exposición a la región, pero con una estructura más ligera en balance y una mayor capacidad para reciclar capital hacia otras oportunidades.
El movimiento conjunto de Repsol, HitecVision y TotalEnergies en el Mar del Norte británico refuerza la consolidación de la plataforma continental del Reino Unido en torno a unos pocos actores de gran tamaño, al tiempo que ofrece a la española una vía ordenada para seguir poniendo en valor su negocio de upstream y avanzar en sus planes de salida a bolsa, en un contexto en el que la eficiencia operativa, la disciplina de capital y la reducción de emisiones se han convertido en condiciones imprescindibles para competir en el sector energético europeo.
El pulso inversor del sector de petróleo y gas en América Latina se mantiene firme, con un portafolio que supera los US$600.000 millones en capex entre proyectos en curso y por iniciar, de acuerdo con datos de BNamericas. La cifra refleja el peso de iniciativas que ya están en marcha y un pipe de planificación relevante que apunta a varios años de actividad.
Si se considera todo lo que BNamericas rastrea, incluidos los desarrollos ya operativos, la base asciende a 2.167 proyectos y un gasto de capital asociado de US$725.000 millones. En las próximas líneas se desgranan los montos por fase, los países y operadores más activos, junto con los megaproyectos que marcan el ritmo en upstream, midstream y downstream.
Volumen y estado de la cartera
La mayor parte del esfuerzo inversor se concentra en iniciativas en construcción, desarrollo o puesta en marcha, con un capex estimado de US$196.000 millones repartidos en 74 proyectos. Este bloque es el que actualmente está traccionando con más claridad el gasto.
Tras él, la fase de planificación aporta un volumen muy relevante: US$412.000 millones en 233 proyectos, que configuran una reserva de iniciativas con potencial de pasar a obra conforme se cierren decisiones de inversión.
En «obras tempranas» figuran 1.335 proyectos con un monto conjunto estimado en US$59 millones. Aunque el ticket medio es reducido, este estadio funciona como antesala de actividades que pueden escalar en el corto y medio plazo.
Agregando todas las etapas, el conjunto supera los US$600.000 millones en capex comprometido o previsto, un dato que confirma la inercia inversora de la región en hidrocarburos pese a la volatilidad del ciclo.
Países y operadores más activos
Por geografía, Brasil concentra el mayor volumen de iniciativas con 1.009 proyectos, seguido por Colombia (295), México (245), Argentina (243) y Trinidad y Tobago (53). La distribución confirma el liderazgo brasileño y el peso de las cuencas andinas y del Golfo de México.
En cuanto a operadores, la argentina Gas y Petróleo del Neuquén encabeza el recuento con 63 proyectos, por delante de Perupetro (32) y Petrobras (27). El mix refleja una combinación de proyectos estatales, asociaciones público-privadas y joint ventures de gran escala.
Megaproyectos por segmento
En upstream, el desarrollo con mayor capex es el FPSO Uaru para el bloque Stabroek (Guyana), liderado por ExxonMobil, con un presupuesto de US$12.700 millones y arranque operativo previsto para diciembre del próximo año. Le siguen:
FPSO GranMorgu de Total E&P Suriname (bloque 58): US$10.500 millones.
FPSO SEAP-I y SEAP-II de Petrobras: US$9.200 millones cada uno.
FPSO Raia en el bloque BM-C-33 (Equinor): US$9.000 millones.
FPSO Bacalhau en el bloque BM-S-8 (Equinor y Chimera Capital Partners): US$8.000 millones.
Sistema de Oleoducto Interoceánico Transguatemalteco: US$7.500 millones.
En downstream, el proyecto de mayor tamaño es el Complejo Energético Boaventura (ex Comperj), desarrollado por Petrobras en Río de Janeiro, con un capex de US$48.000 millones. Detrás aparecen:
Piauí Green Energy Park (Brasil): US$35.100 millones.
Refinería Olmeca (México): US$20.200 millones.
Refinería Abreu e Lima (Brasil): US$18.300 millones.
En midstream, destacan:
Argentina LNG (joint venture YPF-Eni): US$30.000 millones.
Planta de procesamiento y licuefacción de gas en Guyana: US$15.000 millones.
Gasoducto Sierra Madre (México): US$15.000 millones.
GNL Saguaro Energía (México): US$14.000 millones.
Hitos y cronograma de avances
La herramienta de pronóstico de BNamericas anticipa que, en el tercer trimestre, nueve proyectos por US$14,9 millones pasarán a una nueva etapa. Para el cuarto trimestre, prevén avances en 18 proyectos adicionales, con US$5,3 millones asociados.
Mirando al próximo año, se estima que en el primer semestre otros 10 proyectos (capex de US$8,9 millones) cambiarán de fase. Aunque son montos moderados frente al total, estos hitos sirven como termómetro del ritmo al que el portafolio convierte planes en ejecución.
El conjunto de cifras perfila un ciclo inversor amplio en petróleo y gas, con Brasil a la cabeza, operadores públicos y privados ganando tracción y una lista de megaproyectos que apuntalan el capex regional en todas las etapas de la cadena de valor.
La colaboración entre Acciona Energía y The Blue Circle da un giro relevante tras una reordenación que redefine cómo abordarán los mercados del sudeste asiático. Con el nuevo esquema, cada compañía actuará de forma independiente en países asignados, con el objetivo de ganar eficiencia y acelerar el despliegue de renovables.
Según ha comunicado la firma española, Acciona Energía concentrará su actividad en Filipinas, Tailandia y Vietnam, mientras que The Blue Circle operara por su cuenta en Sri Lanka, Malasia y Camboya. La compañía enmarca el movimiento en su plan de crecimiento global y en su ambición de reforzar su presencia en Asia-Pacífico.
Reparto de mercados y alcance del acuerdo
Mapa general
El rediseño del ámbito geográfico implica que Acciona Energía asume la cartera completa de proyectos en los tres países asignados, mientras The Blue Circle hará lo propio en sus mercados. Los términos económicos de la operación no han trascendido.
Tras casi tres años de alianza, ambas partes optan por una operativa separada que evita solapamientos y clarifica responsabilidades. A cierre de 2024, Acciona Energía mantenía un 49,99% de The Blue Circle (valor en libros de 37 millones de euros) y en 2022 desembolsó alrededor de 34 millones para tomar esa posición, acompañada de un compromiso de hasta 113,5 millones para impulsar proyectos conjuntos.
La compañía destaca que la medida refuerza su hoja de ruta en la zona y su vocación de impulsar la transición energética en mercados emergentes, con foco en tecnologías eólicas y solares y con una gestión más directa del pipeline.
Filipinas, eje de la expansión
Implantación local
Dentro del nuevo reparto, Filipinas se sitúa como mercado prioritario para Acciona Energía. La empresa ya dispone de una cartera relevante de proyectos eólicos y solares en distintas fases (en operación, construcción y desarrollo) y prevé intensificar su crecimiento en el corto y medio plazo.
La alianza con The Blue Circle comenzó a materializarse en proyectos concretos en 2023, cuando se anunciaron cinco desarrollos eólicos en Tailandia que sumaban 436 MW. Esas primeras iniciativas dieron tracción a la presencia conjunta en la región y sirvieron como base para el actual rediseño del mapa de actividad.
Por su parte, The Blue Circle aporta una trayectoria consolidada en Vietnam desde 2017 y una cartera regional de casi 4 GW de proyectos en países del sudeste asiático. Con el nuevo esquema, centrará sus recursos en Sri Lanka, Malasia y Camboya, mientras Acciona Energía focaliza su gestión en los tres mercados asignados.
La compañía española subraya que una región clave para su crecimiento y que el reposicionamiento le permite alinear mejor capacidades técnicas, financiación y desarrollo local.
Implicaciones para la estrategia en Asia-Pacífico
Con la división de geografías, Acciona Energía gana margen de maniobra para priorizar permisos, contratos y financiación donde percibe mayor tracción, a la vez que simplifica la gobernanza de proyectos y fortalece relaciones con socios y administraciones locales.
Aunque el sudeste asiático no figuraba como foco principal en la salida a Bolsa de 2021, el área ha ido ganando peso en la cartera de la compañía gracias a oportunidades identificadas y a la colaboración con The Blue Circle. El ajuste actual cristaliza esa tendencia y ordena el crecimiento por países.
El mercado recogió la noticia con interés y la acción llegó a avanzar en torno a un 3% pasadas las primeras horas de la sesión, si bien la clave estará en la ejecución de la cartera y en la velocidad de puesta en marcha de nuevos activos en los próximos años.
Con esta reordenación, Acciona Energía asume el timón en Filipinas, Tailandia y Vietnam mientras The Blue Circle concentra su labor en Sri Lanka, Malasia y Camboya. La operativa sin solapamientos, el respaldo inversor ya comprometido y la experiencia acumulada en la región colocan a la compañía en buena posición para acelerar proyectos eólicos y solares, a la espera de que se conozcan más detalles económicos del acuerdo y de cómo se traslada a hitos concretos de desarrollo.
La filial estadounidense de Iberdrola, Avangrid, ha cerrado un contrato de compraventa de energía (PPA) con la compañía SmartestEnergy para la adquisición de la electricidad procedente de dos parques eólicos situados en New Hampshire. El acuerdo contempla que SmartestEnergy compre la totalidad de la producción de los activos Lempster y Groton.
La operación compromete el 100% del output de 72 MW (24 MW en Lempster y 48 MW en Groton) y se enmarca en los contratos a largo plazo habituales del sector. Más allá del volumen, es una decisión con calado estratégico para fortalecer la presencia de Iberdrola en el mercado norteamericano.
El nuevo PPA de Avangrid con SmartestEnergy
Este PPA fija las condiciones comerciales para la venta de electricidad entre ambas partes, incluyendo el calendario de entrega, los procedimientos de liquidación y las cláusulas de desempeño. Aunque no se han difundido términos financieros, el esquema responde al estándar del mercado para energía renovable en EE. UU.
Para el comprador, un contrato de esta naturaleza garantiza la seguridad de suministro y previsibilidad de costes a lo largo del periodo pactado. Para el generador, asegura un flujo de ingresos estable, lo que mejora la bancabilidad y la valoración de los proyectos implicados.
En conjunto, se trata de una operación de tamaño contenido, pero con una relevancia notable por consolidar la comercialización de la producción en un estado donde el despliegue eólico ha sido progresivo y pionero.
Detalles de los parques eólicos Lempster y Groton
Lempster es una instalación de 24 MW ubicada en el condado de Sullivan que comenzó a operar en 2008 y se considera el primer parque eólico comercial moderno del estado. Groton, por su parte, aporta 48 MW en el condado de Grafton y arrancó en 2012, duplicando la potencia del primero.
Ambos activos han contribuido a la economía local con la creación de 10 empleos permanentes dedicados a operación y mantenimiento, reforzando el arraigo industrial de estas instalaciones en su entorno.
En el último ejercicio, los dos parques generaron en conjunto 1,8 millones de dólares en impuestos estatales y locales. Desde su puesta en marcha, su aportación fiscal acumulada se sitúa cerca de 30 millones de dólares, según los datos comunicados.
Además de su peso económico, estos parques sustentan la descarbonización del mix eléctrico regional, aportando energía libre de emisiones que se integra al sistema bajo contratos que priorizan la certidumbre y la planificación.
Huella de Iberdrola en EE. UU. y estrategia de PPAs
Iberdrola, a través de Avangrid, opera en 23 estados de Estados Unidos con una capacidad instalada de 10,5 GW repartida en 80 proyectos. Esta presencia le permite articular una cartera diversificada que abarca eólica terrestre, eólica marina y fotovoltaica.
El grupo cuenta con amplia experiencia en contratos de compra de energía, con PPAs firmados en España, Portugal, Alemania, Italia, Reino Unido, Estados Unidos, Brasil, México y Australia, entre otros mercados. Esta práctica favorece la financiación de nuevos proyectos y da visibilidad a largo plazo a su pipeline renovable.
En el ámbito corporativo, la compañía ha formalizado acuerdos con actores globales como Amazon, Google, Bayer, BP o Telefónica, además de clientes locales. En Europa, por ejemplo, su estrategia incluye contratos vinculados a desarrollos como el parque eólico marino East Anglia Three, coherente con su expansión en offshore.
La preferencia por PPAs refuerza un modelo en el que el cliente asegura cobertura energética y el productor gana certidumbre de ingresos, contribuyendo a acelerar la implantación de nueva capacidad limpia en mercados clave como EE. UU.
Con este acuerdo, Avangrid e Iberdrola apuntalan su comercialización renovable en Estados Unidos al asegurar la salida de energía de Lempster y Groton, impulsando al mismo tiempo el empleo local, la recaudación fiscal y la estabilidad contractual que demandan tanto compradores como desarrolladores.
Por si fuera poco, un conflicto bélico potencialmente de amplio alcance se ha unido a las erráticas políticas –de consecuencias imprevisibles– de la Administración Trump en materia arancelaria, fiscal, migratoria y social. Estados Unidos y el mundo entero están en el diván viendo qué puede pasar en la actual legislatura americana. La incertidumbre y la angustia están a la orden del día y los inversores, sumidos en la perplejidad. Las disputas de Israel y Estados Unidos con Irán han dado siempre quebraderos de cabeza. El alto el fuego anunciado por Trump es una buena noticia y los mercados y el precio del petróleo así lo han reconocido. Pero no parece firme y sería muy prematuro asumir que pueda ser definitiva y no vaya a haber más tensiones con Irán, que encarecerían el petróleo, el gas y otras materias primas.
Tras los primeros ataques israelíes del 12 de junio, los mercados energéticos reaccionaron con cierta brusquedad: el barril de Brent llegó a subir más del 10%, alcanzando su punto más alto en meses. El temor a que Irán bloquee el estrecho de Ormuz –vía estratégica para casi el 20% del petróleo mundial– generó un nuevo repunte. Algunos analistas alertaron de que un cierre prolongado enviaría el Brent por encima de los 100 dólares por barril, con consecuencias negativas para la inflación y el crecimiento económico global. Aunque hoy se asumen mejor los shocks de oferta del petróleo, sigue habiendo repercusiones importantes. Suelen transmitirse rápidamente: cada 10% de aumento en precios del petróleo se traslada en un 0,4% de inflación. En un escenario de escalada, el precio podría superar significativamente los 120 dólares por barril, lo que dispararía los costes energéticos, del transporte y materias primas. Otros activos también han respondido, como cabría esperar con movimientos típicos de aversión al riesgo: bonos soberanos, oro y otras divisas refugio subieron, mientras que las Bolsas globales mostraron signos de corrección. EE UU y Europa experimentaron caídas moderadas, reflejo de la incertidumbre. En paralelo, se dispararon los spreads de crédito en economías emergentes, especialmente aquellas más dependientes de fuentes energéticas.
Hay varios escenarios. Comenzando por el más benigno, o sea, que haya desescalada y contención, como parecía apuntar el alto el fuego. Si el conflicto finalmente no se agrava, facilitaría una estabilización de precios en 80‑85 dólares del barril de Brent y aunque habría algunos efectos de la incertidumbre sobre la macroeconomía se evitaría una crisis sistémica.
El segundo escenario es de una escalada limitada. Un conflicto que se prolongue mediante ataques asimétricos iraníes puede causar variaciones temporales del 10%‑20% en el petróleo, subidas manejables en fletes marítimos, y perturbaciones regionales en inversión y turismo. Este escenario suele reflejarse en un Brent fluctuante entre 90‑110 dólares, con periodos de estrés bursátil y cierto endurecimiento monetario global.
Por último, el escenario más dramático, el bloqueo total y fuerte escalada, que conllevaría el cierre del estrecho de Ormuz, ataques a instalaciones en otros países o implicación de las guerrillas cercanas a Irán. Las consecuencias, aunque más improbables a día de hoy, serían severas: petróleo por encima de 120 dólares, la inflación global vuelve a repuntar sustancialmente y hay riesgos de recesión y de crisis financiera, especialmente en economías emergentes. EE UU y sus aliados podrían responder militarmente, escalando el conflicto a una guerra regional.
Dentro de las repercusiones macroeconómicas globales, los mayores impactos los tendrían los países importadores de petróleo. También afectaría a EE UU que, aunque puede autoabastecerse de petróleo, el coste del mismo producido domésticamente es comparativamente más caro (el obtenido vía fracking). Un alza sostenida del crudo rebajaría el crecimiento global además de repuntar la inflación por la subida por energía, los costes de transporte y alimentos. No serían buenas noticias ya que podría presionar a los bancos centrales como el BCE y sobre todo la Reserva Federal a cambiar su hoja de ruta e incluso, en este último, a subir tipos, lo que encarecería deuda pública y privada.
Los efectos netos sobre el dólar y los activos denominados en esa divisa no están claros. En estas circunstancias esta moneda siempre ha sido refugio, pero la creciente incertidumbre y el posible efecto negativo de una guerra en el déficit se añadiría a la incertidumbre política que lleva generando la Administración Trump desde enero, lo que podría seguir desestabilizando el dólar. Tampoco es seguro si se mantendrían los flujos de capitales hacia la UE como lo que llevamos de año.
El Viejo Continente se ha estado beneficiando del volantazo de los inversores hasta ahora en 2025. Sin embargo, tanta incertidumbre en las políticas económicas estadounidenses y los efectos negativos del encarecimiento de la energía sobre la UE, con grandes países importadores, puede hacer mella en la confianza de los inversores, ya que el crecimiento europeo (y probablemente la inflación) se resentirían. Los sectores más expuestos son el energético, pero también el turismo y aviación (rutas interrumpidas como las de esta semana vía Doha generarán muchas disrupciones), defensa y ciberseguridad (aumentarán inversiones) y agroindustria y transporte de mercancías también por la fragilidad de las cadenas globales.
En todo caso, Europa parece encontrarse en una posición intermedia de vulnerabilidad. Sin participación directa en el conflicto aparentemente, parece más preparada que en la guerra de Ucrania de 2022, pero todavía muy dependiente de las importaciones energéticas. El nuevo conflicto en Irán podría suponer un stress test a su arquitectura energética, económica, fiscal e incluso de gobernanza.
Este artículo se publicó originalmente en el diario Cinco Días
Hace unos días, impartiendo una conferencia, surgió una pregunta sobre cómo se podían reconciliar las comparativamente elevadas –y revisadas al alza recientemente– tasas de crecimiento de la economía española con la percepción de que las cosas no van tan bien a pie de calle. Algunos indicadores apoyan esa sensación, como son la pérdida de poder adquisitivo con la inflación, los relativamente bajos salarios y las enormes dificultades de una parte considerable de la población para acceder a una vivienda asequible.
A escala macroeconómica, las sorpresas están siendo positivas. Ya son dos años en que las previsiones de crecimiento van mejorando conforme avanza el ejercicio y el dato efectivo final confirma ese pronóstico más optimista. En 2024, a pesar de los titubeos globales y de la Unión Europea, con un cierto debilitamiento de la coyuntura, la previsión del FMI de la semana pasada sitúa el crecimiento para España en el 2,9%, de los valores más elevados a escala global y por encima de los del propio Gobierno (2,7%). Medio punto por encima de lo que dijo en abril, que a su vez ya había mejorado la anterior estimación. Funcas estima algo más (3,0%).
Estas correcciones –al alza– muestran lo complejo que es realizar estimaciones macroeconómicas muy precisas, y el PIB es uno de los casos más claros. Tal vez, si los agentes económicos e inversores hubieran tenido de referencia el 3% como crecimiento a primeros de año, habrían apostado más por nuestra economía. De ahí la gran importancia de revisar las previsiones si hay elementos que obligan a ello. Sin olvidar que algunos abogan por mejorar metodológicamente la estimación del PIB para que refleje otros aspectos más cualitativos del bienestar.
El crecimiento español está teniendo varios vientos de cola. Uno de ellos es el crecimiento de la población, fundamentalmente con la inmigración. En 2022, el saldo neto migratorio fue de 727.000 personas. 2023 y 2024 han ido incluso a más. Esto siempre lleva aparejado un aumento de la actividad económica, más aún cuando el paro sigue bajando (gradualmente) y el número de afiliados a la Seguridad Social está en máximos. No obstante, ese aumento de la población explica que el PIB per cápita o la productividad no hayan evolucionado tan favorablemente.
También parece estar jugando a favor del fuerte crecimiento de España nuestro mix energético, más diversificado y con mayor y creciente peso de las renovables, lo que parece un elemento diferencial con respecto a episodios inflacionarios pasados. Comparando con otros países, la situación energética, por ejemplo, de Alemania con una gran dependencia del gas –y hasta 2022 del proveniente de Rusia– genera muchos más problemas.
Asimismo, la especialización productiva en servicios –muchos muy competitivos–, con alta demanda en estos momentos, y no solo los turísticos, ayuda a que la economía española esté teniendo un buen desempeño comparado con otros socios europeos con un mayor peso industrial, con un cierto declive en demanda y en un proceso de reestructuración, como es el caso del automóvil.
Otro factor que ha ayudado a una mayor tasa de crecimiento económico de España es la contribución de los fondos Next Generation EU, que ha representado unas décimas de crecimiento en los últimos años. Está por ver el aprovechamiento de esos fondos a largo plazo para proyectos de modernización, digitalización y sostenibilidad y si generan efectos arrastre permanentes para la economía, de cara a los necesarios incrementos de productividad, que vendrían acompañados de mejores salarios y de un mayor bienestar.
El fuerte crecimiento del PIB, al venir acompañado de un intenso aumento de la población, ha dado lugar a que la renta per cápita no haya evolucionado tan favorablemente. Hace poco se recuperaron los niveles de renta per cápita de 2019. El proceso inflacionario –intenso durante dos años– ha hecho perder poder adquisitivo a buena parte de la población, lo que redunda en la sensación de muchos de que las cosas no van tan bien económicamente. Solamente las personas mayores de 65 años están con mejores niveles de renta per cápita que en 2019, al ser las que más pueden ahorrar.
El que el ahorro no llegue a generaciones más jóvenes, con una mayor capacidad de movilizarlo en demanda y gasto, es un cierto lastre. Si a esto se le añade el fuerte encarecimiento de un activo como la vivienda –la inversión más importante a lo largo de nuestra vida–, con graves problemas de acceso a ella de modo asequible en zonas tensionadas, la percepción es que la situación económica para muchos no va tan bien como parece mostrar el indicador agregado de crecimiento del PIB.
Una de las claves para que se alineen más los indicadores macro de actividad económica con los micro (per cápita) en un contexto de aumento de la población pasa por un aumento de la productividad. Por ejemplo, crear un entorno más amigable a las empresas, que incentive la inversión doméstica, que se ha debilitado en los últimos trimestres. Contrasta con el mejor comportamiento de la inversión extranjera.
Asimismo, una mayor inversión tecnológica (inteligencia artificial) ayudaría a sentar mejores bases para el aumento de la productividad, con lo que podría consolidar el fuerte crecimiento actual a largo plazo, y además las remuneraciones salariales podrían mejorar. Si además se aceleran otras actuaciones públicas, como son las relacionadas con mejorar el acceso a una vivienda asequible, las sensaciones individuales se acercarían al frío (y positivo, sin duda) dato de crecimiento agregado.
Este artículo se publicó originalmente en el diario Cinco Días
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