El foco no está solo en separar mejor la basura. También se habla de diseñar productos más duraderos, facilitar su arreglo, impulsar la segunda vida y ofrecer alternativas que la gente pueda usar sin complicarse. Prevenir residuos antes de que aparezcan se ha convertido en el mensaje común de administraciones, entidades sociales y compañías.

Bruselas marca el rumbo y los territorios lo aterrizan

En el Parlamento Europeo se ha debatido la futura Ley de Economía Circular, mientras la Comisión Europea prepara su propuesta. Los socialistas y demócratas ven en esta norma una ocasión para reducir la dependencia de materiales importados, aliviar el bolsillo de las familias y reforzar la industria, sin perder de vista la protección del planeta.

El debate comunitario insiste en que buena parte del modelo económico sigue funcionando con la lógica de extraer, fabricar y tirar. Frente a eso, se pide una ley que vaya más allá de los residuos y que aborde todo el ciclo de vida de los productos. La economía circular se consolida como palanca industrial y estratégica, donde la reparación, reutilización y reciclaje de calidad aparecen como piezas de una misma estrategia.

Entre las demandas lanzadas desde la Eurocámara están medidas para que las personas consumidoras tengan más fácil arreglar lo que se estropea, normas sobre plástico reciclado y un reparto más justo de los costes de recogida y tratamiento. La responsabilidad de los productores y la necesidad de aprender de los países que van por delante son otros puntos que se repiten en el debate.

• Menos dependencia exterior y más recursos valiosos que se quedan en la UE.
• Productos más reparables y asequibles, con mercados de segunda mano que funcionen.
• Competitividad y empleo en torno a materiales y servicios circulares.
• Prevención de residuos y reciclaje seguro y eficaz.

Reparar antes de tirar: del taller al contenedor

La circularidad empieza mucho antes de que un objeto llegue al contenedor. Tiene que ver con cómo se fabrica, cuánto aguanta, si hay repuestos y si la persona que lo compra sabe qué hacer cuando falla. La información clara y las opciones prácticas son condiciones para que ese cambio no se quede en una buena intención.

El Día Internacional de la Reparación ha cumplido diez años con actividades en varias comunidades autónomas. Talleres, entidades ecologistas y organizaciones de consumidores han organizado espacios donde voluntarios enseñan a arreglar prendas y pequeños aparatos eléctricos. Los repair cafés se han convertido en una puerta sencilla para aprender y alargar la vida de lo que ya se tiene.

La reparación textil y la electrónica de pequeño tamaño han centrado buena parte de estas citas. Las entidades participantes defienden el derecho a reparar y recuerdan que los residuos de ropa y aparatos siguen siendo un frente importante. Impulsar proyectos de segunda vida permite evitar que un producto se convierta en basura antes de tiempo, siendo un objetivo compartido con otras iniciativas de consumo circular.

En el ámbito de los envases, Hispacoop ha presentado un estudio sobre el futuro sistema de depósito, devolución y retorno. Una vez explicado el funcionamiento, una amplia mayoría de las personas encuestadas se muestra favorable, siempre que sea cómodo y comprensible. La cercanía de los puntos de devolución y la recuperación rápida del dinero son factores decisivos para que el sistema funcione.

La organización de consumidores también insiste en que no basta con pedir a la ciudadanía que reutilice. Las empresas deben diseñar mejores envases y poner facilidades; las administraciones tienen que garantizar un marco estable; y las asociaciones deben trasladar las dificultades reales de quien compra. La responsabilidad no puede cargarse solo sobre el consumidor final.

Empresas que alargan la vida de sus equipos

La Xunta de Galicia ha animado al tejido productivo a incorporar la circularidad en sus procesos. Reutilizar, reparar y recuperar equipamientos industriales permite reducir residuos, optimizar recursos y ganar competitividad. La sostenibilidad se presenta así como una exigencia económica, no solo como una cuestión ambiental.

Un ejemplo visitado en Tui ha sido el centro de recuperación de máquinas expendedoras de Delikia Fresh Factory. Allí los equipos no se jubilan al retirarse: se desmontan, se reparan, se actualizan y vuelven al mercado. La economía circular impulsa proyectos industriales donde alargar la vida útil de la maquinaria reduce la necesidad de fabricar nuevas máquinas y limita los residuos electrónicos e industriales.

La compañía factura más de 70 millones de euros, genera más de 600 empleos y apuesta por energía verde, paneles solares, vehículos eléctricos y valorización de posos de café. La empresa ha pedido asesoramiento a la Oficina de Economía Circular Industrial, un servicio puesto en marcha por la Xunta. Acompañar a las empresas en la transición es la fórmula que se repite en Galicia y en otras administraciones.

Turismo, medio rural y alimentación también juegan

En Navarra se ha celebrado una jornada sobre economía circular y sostenibilidad en el medio rural, con el proyecto Birbizi y las prioridades europeas como telón de fondo. La cita ha coincidido con el Día Internacional de la Mujer Rural y el Día Mundial de la Alimentación. El consejero Mikel Irujo ha defendido que la circularidad mejore la eficiencia de las empresas y el aprovechamiento de recursos en toda la sociedad.

La jornada ha incluido una ponencia de Isabel Carrilero, de Cocuus, y una visita al laboratorio donde se aprovecha el lactosuero. También han participado representantes de la Comisión Europea, de Alimenta Valores y del Programa Innova. Navarra lidera proyectos europeos de economía circular destacando la dimensión europea y la innovación alimentaria en este encuentro rural.

En Cartagena, SEGITTUR ha puesto en marcha una iniciativa de economía circular aplicada al turismo. El destino ha sido seleccionado junto a Salamanca, Mérida y Santa Pola, dentro de la Red de Destinos Turísticos Inteligentes. El grupo motor trabajará en un diagnóstico y una hoja de ruta. Las pymes turísticas recibirán asesoramiento para gestionar mejor residuos y suministros.

Las jornadas de medio ambiente celebradas en Madrid han puesto sobre la mesa el reto de convertir los residuos en recursos. Han participado administraciones, empresas de limpieza y entidades ambientales. Se ha hablado de mejorar la separación en origen, impulsar la compra pública de materiales reciclados y reforzar la colaboración público-privada. La demanda de productos recuperados sigue siendo la asignatura pendiente.

El mercado de materiales recuperados, asignatura pendiente

Los expertos reunidos en Madrid han señalado que a los materiales reciclados les cuesta volver a la cadena productiva. Faltan incentivos, criterios de calidad estables y reglas claras para competir con las materias primas vírgenes. Precio, calidad y garantía de suministro condicionan la viabilidad del reciclaje.

También se ha reclamado una mayor implicación de las administraciones a través de la contratación pública, bonificaciones para quien separa bien y campañas que expliquen qué ocurre después del contenedor. Algunos participantes han pedido estabilidad regulatoria y trazabilidad; otros han puesto el acento en la comunicación con la ciudadanía. Convertir el residuo en recurso exige confianza y mercados que funcionen.

En el caso de Madrid, se ha hablado de reducir al 20 por ciento los residuos que van a vertedero en 2030, con inversiones cercanas a 100 millones de euros. El Parque Tecnológico de Valdemingómez transforma residuos en electricidad y biometano, y la ciudad ha aumentado el uso de agua regenerada. Las infraestructuras y la valorización energética forman parte de esa transición, aunque los expertos piden pensar a largo plazo.

El diagnóstico más amplio apunta a que España necesita modernizar sus instalaciones de tratamiento y acelerar hacia los objetivos europeos. Se han citado inversiones muy elevadas y se ha advertido de que una parte importante de los residuos todavía acaba enterrada. Reducir el vertido y recuperar materiales son dos caras de la misma moneda para ganar competitividad y reducir la dependencia exterior.

Todo este mosaico muestra que la economía circular ya no es un adorno: afecta al diseño de productos, a la reparación, a los envases, al turismo, a la industria y a la alimentación. Para que funcione, hacen falta alternativas accesibles, información veraz, apoyo a las empresas y unas administraciones que no se limiten a pedir esfuerzos. La circularidad solo será real si toda la cadena de valor participa y si el consumidor encuentra facilidades para elegir y para reparar.

Axpo y Fortia Energía han sellado una nueva alianza para que Votorantim Cimentos reciba electricidad de origen renovable. En concreto, las compañías han cerrado un segundo PPA de carácter eólico que se suma al que ya tenían en marcha y que servirá para cubrir una parte relevante del consumo eléctrico de la cementera. La operación se enmarca en el interés de la industria por asegurar suministro a largo plazo y reducir la incertidumbre sobre el coste de la energía.

El nuevo contrato incorpora 26,28 GWh anuales adicionales procedentes de parques eólicos y tendrá una vigencia de diez años. El acuerdo entró en funcionamiento el 1 de octubre, según han detallado las partes. Con este movimiento, la fórmula de compraventa bilateral de electricidad renovable gana peso como herramienta para que los grandes consumidores industriales puedan planificar mejor sus costes y avanzar en sus planes de descarbonización.

Un segundo contrato que amplía volumen y plazo

La historia entre estas tres compañías no empieza ahora. El primer PPA entre Axpo, Fortia y Votorantim Cimentos arrancó el 1 de abril y contemplaba otros 26,28 GWh anuales durante cinco años. El nuevo acuerdo complementa aquel primer paso y eleva de forma notable tanto la electricidad comprometida cada año como el periodo durante el que se realizará el suministro, de modo que la cementera contará con una cobertura renovable más amplia y prolongada.

En la práctica, Fortia Energía actúa como comprador de la electricidad que Axpo pone a disposición y después la traslada a Votorantim Cimentos. Esta estructura permite ajustar el suministro a las necesidades reales de un consumidor industrial y encajar mejor los volúmenes, los plazos y las condiciones del contrato. No en vano, la operación consolida a Fortia como integrador de soluciones energéticas de largo recorrido para grandes clientes industriales y el crecimiento global.

Estabilidad para la industria y refuerzo de la colaboración

Uno de los objetivos que se persiguen con este tipo de acuerdos es que la industria pueda trabajar con costes energéticos más previsibles. Axpo y Fortia inciden en que los PPA a largo plazo ayudan a contener la exposición a los vaivenes del mercado y permiten a las empresas centrarse en su actividad. La colaboración entre ambas firmas se profundiza así en el diseño de soluciones a medida para consumidores intensivos en electricidad.

Ignacio Soneira, máximo responsable de Axpo Iberia, ha defendido que este nuevo contrato refuerza la relación con Fortia y muestra el papel de los suministros renovables de larga duración para dar más estabilidad a la industria. También ha subrayado el compromiso de la compañía con fórmulas que acompañen la competitividad de sus clientes y su avance hacia la descarbonización, sin perder de vista la necesidad de mantener un suministro fiable.

José Miguel Moreno, director general de Fortia Energía, ha puesto el acento en el valor de los PPA para mejorar la posición competitiva de la industria mediante una mayor previsión de los costes eléctricos. Según su lectura, ampliar el volumen y, sobre todo, alargar el horizonte temporal del suministro permite ofrecer a Votorantim Cimentos una solución sólida, fácil de anticipar y alineada con sus necesidades a largo plazo.

La meta de Votorantim Cimentos: más electricidad limpia

Para Votorantim Cimentos, este segundo PPA supone un paso más en su hoja de ruta hacia una actividad con menor huella de carbono. Carmen Boulet, responsable de Sostenibilidad, Estrategia y Nuevo Negocio de la compañía, ha señalado que el acuerdo acerca a la empresa a su objetivo de que la mitad de su consumo eléctrico proceda de fuentes limpias en 2030. La cementera considera que la transición industrial requiere combinar varias palancas y no quedarse en una sola medida.

Esa estrategia se apoya en cuatro frentes que la compañía considera complementarios: la eficiencia energética y el uso de energías limpias; la valorización de materias primas y combustibles alternativos; el desarrollo de productos con menor huella de carbono; y las tecnologías de uso y captura de CO₂. El nuevo contrato eólico encaja en el primer bloque, aunque la empresa lo presenta como parte de un plan más amplio que afecta a toda su cadena de valor.

Con esta operación, Axpo y Fortia refuerzan su alianza y Votorantim Cimentos asegura un bloque adicional de electricidad renovable durante una década. El acuerdo no cambia por sí solo el modelo energético de la industria, pero sí ejemplifica cómo los grandes consumidores están recurriendo a contratos bilaterales de largo plazo para combinar suministro, control de costes y objetivos ambientales. La fórmula, cada vez más habitual en España y en Europa, permite que la energía eólica tenga un comprador industrial identificado y que la cementera avance en su plan de descarbonización con una referencia de precio y volumen a diez años.

El Consejo de la Unión Europea y el Parlamento Europeo alcanzaron el 20 de octubre un acuerdo provisional para modificar el Reglamento (UE) 2018/848 sobre producción ecológica. El pacto afecta a la producción, el etiquetado, la certificación y el comercio de alimentos ecológicos, y busca simplificar la gestión de los operadores y dar más seguridad jurídica al sector, manteniendo las exigencias que sostienen la confianza del consumidor.

La asociación española Ecovalia ha recibido con satisfacción el entendimiento y respalda la posición de IFOAM Organics Europe, que pide que la simplificación tenga efectos prácticos en agricultores, ganaderos, elaboradores y comercializadores. El sector insiste en que la revisión debe facilitar el día a día de las empresas, sobre todo las de menor dimensión, sin debilitar las garantías de certificación. El acuerdo sigue pendiente de aprobación formal.

Menos trámites para pequeños productores y vendedores directos

Uno de los cambios más concretos se refiere a los pequeños vendedores directos de productos ecológicos sin envasar. El límite de facturación para acogerse a la exención de certificación pasaría de 20.000 a 40.000 euros, calculado como media anual de los cinco ejercicios anteriores, mientras que el volumen de ventas subiría de 5.000 a 10.000 kilos al año. Son umbrales duplicados que alivian cargas administrativas a los operadores de menor tamaño.

La exención también se extendería, bajo determinadas condiciones, a pequeños minoristas que venden por internet productos ecológicos envasados. La información difundida por el Consejo menciona además facilidades para la certificación en grupo de pequeños agricultores y una mayor flexibilidad en el uso de productos de limpieza y desinfección para los operadores dedicados a la transformación. La letra pequeña de estas medidas deberá confirmarse con el texto definitivo.

Importaciones: equivalencia sí, sello europeo con condiciones

La revisión prolonga hasta el 31 de diciembre de 2036 el reconocimiento de equivalencia de los sistemas ecológicos de once países terceros, entre ellos Argentina, Canadá, Estados Unidos, Australia, Japón y Nueva Zelanda. Ese reconocimiento vence al finalizar 2026, por lo que el acuerdo pretende evitar interrupciones en los intercambios. Los productos acogidos a este régimen podrán seguir comercializándose como ecológicos, pero para usar el logotipo europeo deberán cumplir requisitos adicionales de producción y seguimiento.

Esos requisitos adicionales se relacionan, entre otros aspectos, con el bienestar animal, los suelos vivos y los métodos de transformación. Los negociadores han descartado la excepción que permitía utilizar el distintivo comunitario en productos con menos de un 5 % de ingredientes que no cumplieran los criterios adicionales. La revisión tiene su origen también en una sentencia del Tribunal de Justicia de la UE de 2024, que dictaminó que los productos importados bajo acuerdos de equivalencia no podían usar sin más el logotipo de producción ecológica de la UE.

El sector pide reglas estables y una aplicación viable

IFOAM Organics Europe ha valorado de forma favorable el acuerdo, aunque advierte de que los nuevos requisitos para las importaciones exigirán adaptaciones en trazabilidad y controles. La organización europea reclama que el desarrollo normativo siga haciéndose en diálogo con el sector y lamenta que la revisión no haya avanzado hacia reglas más detalladas para la mejora vegetal ecológica, algo que considera necesario para disponer de variedades adaptadas a estos sistemas productivos.

Ecovalia seguirá la tramitación desde su oficina de Bruselas para trasladar a sus asociados las implicaciones de los cambios. La asociación subraya que la simplificación debe tener efectos reales sobre la actividad de agricultores y empresas, especialmente las de menor dimensión, pero manteniendo los altos estándares del modelo ecológico europeo. En el sector hay coincidencia en que hacen falta reglas estables y una aplicación viable para que la reforma no se quede en un papel.

Calendario y transición hasta la nueva normativa

El pacto todavía debe ser refrendado y adoptado formalmente por el Consejo y el Parlamento Europeo, tras la revisión jurídico-lingüística. La intención expresada es completar el procedimiento antes de que termine 2026. La previsión es que el nuevo marco comience a desplegar sus efectos desde enero de 2027, aunque el calendario y el alcance definitivo dependerán del texto finalmente aprobado y de las disposiciones transitorias que se fijen.

Los productos etiquetados conforme a las reglas actuales podrán seguir vendiéndose hasta agotar existencias. También se contemplan medidas para facilitar una transición ordenada y dar continuidad y seguridad jurídica a las importaciones y al comercio internacional mientras entran en vigor las nuevas reglas. La certificación ecológica, por tanto, no cambia de la noche a la mañana: habrá un periodo de adaptación que el sector seguirá con atención.

El acuerdo provisional supone un paso relevante para simplificar la certificación de los pequeños operadores, aclarar el uso del sello europeo en productos importados y prolongar la equivalencia con once países terceros. Todo ello se hace manteniendo las garantías que diferencian a la producción ecológica y sin rebajar los controles que sostienen la confianza del consumidor. Queda por ver cómo se concreta la letra pequeña y cómo se aplica en la práctica, pero el sector ya tiene una referencia clara de hacia dónde va la reforma.

La búsqueda de calor bajo el subsuelo canario avanza con una decisión administrativa que apunta a agilizar los trabajos de investigación en La Palma. El Gobierno de Canarias ha aprobado que el proyecto ‘Sondeo Isla de La Palma’ quede fuera del procedimiento de evaluación de impacto ambiental simplificada. La idea no es perforar por perforar, sino comprobar si hay recursos geotérmicos aprovechables. La medida se apoya en el Reglamento europeo 2022/2577, que introduce medidas temporales para acelerar renovables y reconoce el interés público superior de estos proyectos. El ejecutivo autonómico sostiene que ningún sondeo se ubicará en espacios protegidos ni en la Red Natura 2000.

El proyecto ha pasado por revisión técnica del Gobierno canario y del Cabildo de La Palma. También se aplicarán protocolos de seguimiento ambiental durante las obras. Según la justificación, una evaluación simplificada podría derivar en un procedimiento ordinario y retrasar la investigación del recurso. La decisión no convierte la geotermia en una fuente ya consolidada en las islas, pero sí despeja parte del camino para saber qué hay bajo el terreno. En un archipiélago con fuerte dependencia exterior, mirar al subsuelo entra en la estrategia de diversificar las energías renovables en Canarias.

Qué se busca con los sondeos en La Palma

La geotermia aprovecha el calor almacenado en rocas, suelos y aguas subterráneas. Según la temperatura y las condiciones del yacimiento, puede destinarse a producir calor directo o a generar electricidad. En Canarias, la geotermia de alta entalpía para electricidad sigue en fase de desarrollo, por lo que los sondeos son necesarios para comprobar si existe un recurso explotable y si reúne condiciones técnicas. No basta con detectar calor: hay que ver caudal, temperatura y viabilidad antes de plantear un aprovechamiento.

Una de las ventajas que se subraya es que esta fuente no depende del viento ni de la radiación solar. Puede aportar producción continua, a cualquier hora del día, lo que encaja con un sistema eléctrico que necesita respaldo gestionable. Eso no significa que sustituya de golpe a la eólica o la solar, que son las renovables más implantadas en el archipiélago. La geotermia se plantea como una pieza complementaria para reducir el peso de los combustibles fósiles y dar más estabilidad al suministro.

Un archipiélago con dependencia exterior

Canarias importa buena parte de la energía que consume y mantiene un suministro apoyado sobre todo en combustibles fósiles. La exploración geotérmica se presenta como una vía para aprovechar recursos propios y avanzar hacia un modelo más limpio, sostenible y resiliente. La meta es diversificar las fuentes de generación y reducir esa dependencia exterior. La decisión sobre La Palma se plantea como un paso administrativo dentro de una investigación que aún está en marcha, similar a cómo Gran Canaria busca confirmar su geotermia.

El proyecto también incluye la aplicación de protocolos de seguimiento ambiental durante la ejecución. Desde la administración se insiste en que no se ocuparán espacios de la Red de Espacios Naturales Protegidos ni de la Red Natura 2000. Además, se recuerda que el personal técnico del Gobierno de Canarias y del Cabildo ha evaluado y validado la propuesta. La tramitación busca evitar demoras sin saltarse los controles ambientales, según la versión oficial.

Qué puede cambiar para el sistema energético

Si los estudios confirman un recurso suficiente, la geotermia podría contribuir a diversificar la generación eléctrica y a conocer mejor los recursos energéticos del subsuelo canario. Los sondeos permitirán profundizar en el conocimiento del territorio y evaluar nuevas posibilidades. Pero los resultados no están garantizados: se trata de investigación. La diferencia entre un indicio y una planta operativa no es moco de pavo, y en geotermia en España las pruebas sobre el terreno resultan imprescindibles.

La medida se apoya en el Reglamento europeo 2022/2577, que recoge medidas temporales para acelerar el despliegue de renovables. Su artículo 3 se refiere al interés público superior de estos proyectos y el artículo 6 a medidas para agilizar procedimientos. En el caso canario, la exclusión del trámite simplificado pretende evitar dilaciones innecesarias en una fase aún exploratoria. No obstante, cualquier avance posterior deberá responder a criterios técnicos y ambientales.

La noticia deja varios elementos sobre la mesa: Canarias quiere saber si La Palma tiene geotermia explotable, ha apartado ese sondeo del trámite ambiental simplificado para no alargar la investigación y mantiene la promesa de no entrar en espacios protegidos. El objetivo es diversificar una generación muy dependiente del exterior y sumar una renovable gestionable que no dependa del viento o del sol. Eso sí, todo está todavía en fase de estudios: los sondeos dirán si el calor del subsuelo se puede aprovechar y en qué condiciones. Por ahora, la principal novedad es administrativa, pero puede marcar el ritmo de los próximos pasos.

La etiqueta de híbrido enchufable se ha vendido durante años como una solución de transición casi redonda: permite moverse en eléctrico en trayectos cortos y recurrir al motor de gasolina cuando se acaba la batería. Sin embargo, la distancia entre las cifras de catálogo y el uso real sigue siendo enorme, sobre todo cuando el conductor no recarga con frecuencia.

La federación europea Transport & Environment (T&E) ha vuelto a poner el foco en esos vehículos. Sus cálculos indican que los PHEV matriculados en 2024 pudieron liberar alrededor de seis veces más CO₂ del que reflejaban sus expedientes oficiales. El dato no es una anécdota: afecta a la factura de gasolina, a las políticas climáticas y a la confianza que se deposita en la homologación.

Qué revelan los datos de uso real

El patrón se repite en varios mercados europeos: el coche sale del concesionario con una autonomía eléctrica que sobre el papel parece suficiente, pero en la práctica esa distancia se queda corta en cuanto se suma clima, tráfico, orografía o prisa. T&E sostiene que el conductor medio no siempre enchufa el vehículo y que, cuando la batería baja, el peso extra del sistema híbrido pasa factura en forma de consumo.

La comparación con otras tecnologías deja un retrato incómodo. Frente a un turismo de gasolina o a un híbrido convencional, los híbridos enchufables solo recortarían sus emisiones reales en torno a un 14%, mientras que las pruebas oficiales les atribuyen una mejora del 83%. Esa brecha explica por qué el debate ya no se centra solo en el coche, sino en el ahorro real de emisiones de los híbridos enchufables.

En dinero, la diferencia también se nota. Las estimaciones manejadas por la organización sitúan el sobrecoste anual de carburante entre unos 680 y 700 euros para quienes compraron un PHEV y lo usan lejos de las condiciones ideales. No hablamos de una avería ni de un recambio caro, sino de una suma que se repite cada vez que se llena el depósito.

Por qué la brecha entre laboratorio y calle es tan grande

El origen del problema está en el llamado factor de utilidad, el parámetro que estima cuántos kilómetros recorre un híbrido enchufable en modo eléctrico. Ese dato condiciona las emisiones homologadas y, por tanto, el lugar que ocupa el coche en las cuentas europeas. Si se asume un uso eléctrico muy alto, el resultado oficial queda muy bajo; si luego la realidad no acompaña, el consumidor paga la diferencia.

La primera revisión aplicada en el periodo 2025-2026 empujó a los fabricantes a instalar baterías más capaces y a ampliar la autonomía eléctrica. La intención era que el vehículo pudiera recorrer más kilómetros sin encender el motor térmico y así compensar un cálculo menos favorable. Aun así, no todos los modelos ni todos los usuarios juegan con las mismas cartas.

Hay que tener en cuenta que un PHEV no es un eléctrico puro. Lleva dos sistemas completos, así que arrastra más kilos que un híbrido convencional y, cuando la batería se agota, el motor de gasolina tiene que mover ese sobrepeso. Por eso los trayectos largos sin recarga pueden acabar con un gasto superior al de un coche más sencillo, siendo útil consultar una guía completa sobre los tipos de coches híbridos para entender las diferencias.

Qué puede cambiar en la normativa europea

Bruselas tiene sobre la mesa la siguiente revisión de ese factor de utilidad. T&E pide que no se congelen los cambios previstos, porque hacerlo dejaría las emisiones reales muy por encima de las declaradas y restaría presión a los fabricantes para mejorar la eficiencia. La organización también advierte de que una marcha atrás reduciría el número de eléctricos puros que las marcas necesitarían vender para cumplir sus objetivos.

El umbral de 50 g de CO₂ por kilómetro es una referencia clave: sirve para identificar vehículos de cero o bajas emisiones y aparece en la normativa fiscal de varios Estados miembros. Si las cifras oficiales se quedan por debajo de esa línea con relativa facilidad, las ventajas fiscales y de circulación pueden quedar sostenidas sobre una foto incompleta. De ahí que el debate técnico tenga consecuencias muy prácticas.

La conclusión que se extrae de todo este cruce de datos es que el híbrido enchufable puede ser una opción razonable para quien recarga a diario y hace trayectos urbanos, pero no es una fórmula mágica para cualquier conductor. Si la autonomía eléctrica se queda corta, si el cable no se enchufa o si el cálculo oficial se aleja del uso cotidiano, el ahorro prometido se diluye. Europa revisa ahora sus reglas y el comprador hará bien en mirar más allá de la etiqueta y de la cifra de homologación antes de firmar.

Si estás pensando en dar el salto hacia una vida más ecológica, seguro que te has dado cuenta de que montar una instalación solar o reformar tu casa para que no gaste tanta energía puede costar un ojo de la cara al principio. Es normal que te lo pienses, porque aunque la energía no renovable sea barata ahora mismo, el planeta ya no aguanta más y queremos dejar huella, pero de la buena.

Para echarte una mano en este proceso, han nacido los llamados créditos verdes, que no son más que una alternativa financiera sostenible diseñada para que el dinero no sea un freno a la hora de cuidar el medio ambiente. Básicamente, se trata de préstamos que, aunque se parecen a los de toda la vida, tienen un objetivo muy claro: financiar iniciativas que ayuden a frenar el cambio climático y promuevan el desarrollo sostenible.

¿En qué consiste exactamente la financiación sostenible?

Cuando hablamos de préstamos verdes, nos referimos a productos bancarios destinados a financiar proyectos que tengan un impacto positivo en la naturaleza. Estas líneas de crédito se alinean con los Objetivos de Desarrollo Sostenible (ODS) de la ONU, buscando que tanto ciudadanos como negocios reduzcan su huella de carbono. Dependiendo de quién los pida y cómo se organicen, podemos encontrar diferentes modalidades:

• Préstamos bilaterales: El trato es directo entre el banco y la persona que pide el dinero.
• Créditos sindicados: Aquí se juntan varias entidades financieras para aportar el capital, algo muy común en grandes infraestructuras empresariales.
• Líneas revolving verdes: Funciona como una cuenta de crédito convencional, pero el uso del dinero está restringido a proyectos ecológicos.
• Financiación basada en activos: Se financia la obra sostenible utilizando los propios activos de la empresa como garantía.

Ventajas de elegir un crédito verde frente a uno convencional

La gran pregunta es: ¿por qué no pedir un préstamo normal? Pues porque los créditos verdes vienen con unos incentivos muy jugosos para animar a la gente a invertir en el planeta. Gracias al apoyo de entidades como el Banco Central Europeo, los bancos pueden ofrecer condiciones que normalmente no verías en otros productos.

Es habitual encontrar que ofrecen un tipo de interés más reducido y comisiones más bajas de lo habitual. Además, es probable que te concedan una cantidad de dinero mayor o que sean más flexibles con los requisitos de solvencia. En algunos casos, incluso incluyen periodos de carencia o plazos de amortización más largos, lo que permite que la inversión se pague sola gracias al ahorro energético que generas.

¿Qué puedes financiar con este tipo de préstamos?

El abanico de posibilidades es enorme, ya que cualquier proyecto que mejore la eficiencia energética o proteja el ecosistema puede entrar en juego. Para los que queremos mejorar nuestro hogar, las opciones más comunes son instalar placas solares para el autoconsumo, cambiar la caldera por una más eficiente o sustituir los electrodomésticos viejos por unos de bajo consumo. También sirve para comprar un coche eléctrico o hacer una reforma integral en la comunidad de vecinos.

Si hablamos del sector empresarial y rural, las aplicaciones son aún más variadas y profundas. Se pueden financiar sistemas silvopastoriles y agroforestales, tanto para conservar el bosque como para fines comerciales. También entran aquí las inversiones en riego eficiente, el tratamiento de aguas residuales y la creación de plantas para convertir desechos animales en abono orgánico.

Además, las empresas pueden usar estos fondos para adquirir maquinaria de labranza sostenible, implementar certificaciones ambientales o potenciar el turismo rural y ecológico. En el ámbito corporativo, es ideal para mejorar la eficiencia de las oficinas o desarrollar nuevas tecnologías que respeten el medio ambiente, siguiendo los criterios ASG (ambientales, sociales y de buen gobierno).

Requisitos para conseguir la aprobación del crédito

Para que el banco te dé el sello de «verde», lo más importante es justificar el destino del dinero. No basta con decirlo; habrá que presentar presupuestos o facturas que demuestren que la inversión es realmente sostenible. Si eres un particular, los requisitos suelen ser los estándar: ser mayor de edad, residir en el país y pasar un análisis de solvencia donde miren tus ingresos y deudas.

Para las empresas, la cosa es un poco más rigurosa. El banco te pedirá que expliques detalladamente el proyecto y que indiques exactamente qué ODS estás ayudando a cumplir. También es fundamental demostrar que hay un sistema para hacer un seguimiento de los fondos y presentar informes periódicos que validen que el dinero se ha usado para lo prometido. En muchos casos, será necesaria la verificación de un consultor ambiental experto que acredite la sostenibilidad de la obra.

Tener en cuenta que, aunque la recuperación de la inversión sea a medio o largo plazo, el beneficio económico y ecológico acaba siendo muy superior. Al final, utilizar una línea de crédito verde es la forma más inteligente de transformar tu modelo de consumo, reduciendo gastos operativos y mejorando la imagen corporativa mediante la responsabilidad social, todo mientras contribuyes a un futuro más limpio para todos.

La electricidad que necesitan los centros de datos y las herramientas de inteligencia artificial ha devuelto al primer plano una pregunta incómoda: cómo conseguir un suministro continuo sin depender del tiempo ni de la hora del día. En ese debate, los pequeños reactores modulares, llamados SMR, se han colocado en el escaparate como una de las alternativas que más suenan, aunque y las cuentas no terminan de cuadrar para todos.

La propuesta no consiste en levantar gigantes atómicos como los del siglo pasado, sino en piezas más manejables que puedan construirse en taller y montarse después sobre el terreno. Esa idea, defendida por compañías tecnológicas y por algún que otro inversor con prisa por encontrar energía firme, choca con plazos largos, presupuestos delicados y un problema de residuos que no desaparece. La película, por tanto, tiene más matices de los que sugiere el entusiasmo inicial.

La presión de los centros de datos

Las grandes plataformas digitales necesitan máquinas encendidas a todas horas y, cuanto más crece la IA, más electricidad piden sus servidores. Esa demanda ha llevado a mirar de nuevo hacia la nuclear como respaldo estable para la infraestructura digital, sobre todo cuando las renovables dependen del sol y el viento. No es una casualidad que varias tecnológicas hayan movido ficha en Estados Unidos para acelerar la energía nuclear y asegurarse potencia de forma directa o mediante acuerdos con eléctricas.

El atractivo es fácil de entender: una planta nuclear puede entregar mucha energía durante periodos largos y sin las oscilaciones típicas de otras fuentes. Ahora bien, ese suministro constante no sale gratis ni se improvisa en dos tardes. Los proyectos tienen que encajar con la red, con la seguridad y con unos costes que, en más de una ocasión, se han desbordado.

El proyecto de Indiana

Uno de los casos que mejor resume esta tendencia es el de Amazon en Indiana. La compañía financia un desarrollo ligado a X-energy y a American Electric Power que contempla doce reactores del modelo Xe-100 en terrenos donde antes funcionaba una central de carbón. El conjunto sumaría alrededor de 960 megavatios de potencia, una cifra considerable que se destinaría, en buena medida, a sostener los servicios en la nube y los centros de datos de la empresa.

La elección del emplazamiento no parece accidental. Al ocupar suelo de una instalación térmica antigua, el proyecto pretende aprovechar conexiones eléctricas y terrenos ya utilizados, lo que reduce parte del impacto territorial y evita empezar de cero en infraestructuras de transmisión. La operación correría a cargo de la eléctrica, mientras Amazon se colocaría como cliente de peso para una tecnología que aún necesita demostrar que puede repetirse a escala.

Qué prometen los SMR

Los defensores de estos aparatos insisten en que su tamaño más reducido permitiría fabricarlos en serie y trasladarlos con mayor facilidad que una central convencional. Esa producción modular sería, en teoría, una forma de rebajar la complejidad de las obras y de adaptar la potencia a cada necesidad. También se subraya que algunos diseños incorporan sistemas de seguridad pasiva, pensados para que la física del reactor ayude a contener incidentes sin depender solo de mecanismos externos.

El discurso resulta atractivo para quien busca independencia energética o quiere alimentar instalaciones muy exigentes sin esperar a grandes ampliaciones de red. Sin embargo, las promesas de modularidad no bastan para resolver los interrogantes: la tecnología todavía tiene que mostrar resultados sostenidos, con costes controlados y un historial de funcionamiento que convenza a reguladores, inversores y vecinos.

Costes, plazos y residuos

Aquí es donde la cosa se complica. Distintos análisis sobre el sector advierten de que la nuclear, incluida la de menor tamaño, sigue arrastrando desviaciones de presupuesto y retrasos que no encajan bien con la urgencia de la demanda actual. No es oro todo lo que reluce: los planes pueden sonar muy bien sobre el papel, pero llevarlos a la práctica exige permisos, obras especializadas y una financiación que no está al alcance de cualquiera.

A eso se añade el asunto de los residuos radiactivos. La gestión de materiales de alta actividad continúa siendo un quebradero de cabeza para muchos países, y algunos estudios han alertado de que ciertos modelos de SMR podrían generar volúmenes de residuos mayores de lo que se pensaba. La solución definitiva en almacenes geológicos sigue pendiente en varios lugares, lo que añade una losa a largo plazo sobre cualquier promesa de energía abundante.

España y Europa

En Europa no existe una postura común. Mientras unos países han apostado por mantener o ampliar su parque nuclear, otros han optado por reducir su peso, y la discusión sobre si la nuclear merece una clasificación favorable dentro de las reglas verdes ha avivado las diferencias entre gobiernos, expertos y formaciones políticas. Esa falta de criterio único complica cualquier respuesta coordinada en el marco de España y Europa ante el nuevo pulso del sector.

En España, el futuro de plantas como Almaraz se ha convertido en un asunto político de primer orden, con posiciones encontradas sobre la continuidad de las instalaciones y la conveniencia de alargar su vida útil. Al mismo tiempo, sigue abierto el debate sobre el cierre de Almaraz y el almacén geológico para los residuos, una pieza clave que todavía no ha quedado cerrada y que condiciona la confianza del sistema a largo plazo.

La pugna por alimentar la economía digital con electricidad firme ha colocado a los SMR en el centro de muchas quinielas, pero también ha dejado claro que no hay atajo sin coste. El proyecto de Indiana muestra el interés de las tecnológicas por asegurarse potencia, mientras los análisis sobre presupuestos, plazos y residuos recuerdan que la tecnología aún debe demostrar su madurez. En España y en el resto de Europa, la nuclear seguirá siendo protagonista de un debate que mezcla seguridad, clima, factura eléctrica y política industrial, sin una respuesta sencilla para ninguna de esas piezas.

El biodiésel ha dejado de ser una rareza en las conversaciones sobre energía y agroindustria. En los últimos meses, Europa ha vuelto a activar sus compras y eso se nota en los puertos: Argentina ha recuperado ritmo de embarques hacia la Unión Europea y Paraguay coloca partidas en países como España, Bélgica, Francia, Italia o Países Bajos, según los datos sectoriales manejados por los operadores.

No se trata solo de llenar depósitos. La misma molécula que se mezcla con gasóleo empieza a tener salida como materia prima para la industria química, y al mismo tiempo los mandatos de mezcla y la demanda energética están reordenando el comercio de granos. La soja y la colza aparecen en esa fotografía como piezas clave, con precios y flujos que responden a algo más que la cosecha.

Europa vuelve a mirar al biodiésel

El complejo agroindustrial del Gran Rosario, en Argentina, venía con capacidad ociosa y márgenes ajustados. La reactivación de pedidos europeos ha permitido dar salida a un derivado de alto valor agregado y mover de nuevo la molienda de soja. Las cámaras del sector, eso sí, piden prudencia: los volúmenes actuales siguen lejos de los máximos históricos y las regulaciones europeas sobre materias primas, los requisitos de sostenibilidad y las cuotas internacionales marcan techo.

Paraguay ofrece otra muestra de ese tirón. Su producción de biodiésel alcanzó 106.136 metros cúbicos en 2025, con un avance interanual del 19,9%, mientras el consumo interno llegó a 78.754 metros cúbicos. Entre enero y septiembre de 2026 acumuló exportaciones por 27.033 toneladas y 37,77 millones de dólares FOB, con destinos que incluyen España, Bélgica, Francia, Italia, Países Bajos y Reino Unido.

La materia prima marca el paso

En el mercado internacional, la soja no se mira solo como alimento. La Bolsa de Comercio de Rosario señala que el aceite de soja en Chicago llegó a 1.747 dólares por tonelada en junio de 2026, un 60% más que en enero y cerca del récord nominal de 2022. El informe vincula ese envión con el petróleo caro, los conflictos en Oriente Medio y la guerra entre Rusia y Ucrania, pero también con la demanda de biodiésel.

Oil World estima que este año harán falta 89 millones de toneladas de soja equivalentes para el aceite destinado a biodiésel, cerca del 24% del consumo global de la oleaginosa. Estados Unidos y Brasil concentran buena parte de esa dinámica: explican el 79% de la producción mundial de bioetanol y el 73% de su consumo, además del 40% de la producción de biodiésel y el 44% del consumo.

En Estados Unidos, el maíz para bioetanol se mantiene por encima de 100 millones de toneladas anuales desde 2010 y ronda los 150 millones en los últimos tres años. Brasil prevé usar 21 millones de toneladas de maíz para etanol en 2026, 2,8 veces más que cinco años atrás. En biodiésel, ambos países consumirían cerca de siete millones de toneladas de aceite de soja cada uno en la campaña 2025/26.

Ese cóctel también crea diferencias de precio. La brecha entre el aceite de soja estadounidense y el argentino llegó a un máximo del 33% y promedió una prima negativa del 24% desde finales de febrero. En Estados Unidos el aceite compite con fuerza por su uso energético; en Argentina pesa más el consumo alimentario y la exportación. El arbitraje suele acercar posturas, pero la demanda de biocombustibles puede estirar la distancia durante temporadas.

Nuevos usos industriales para una molécula con solera

En Bitterfeld, Alemania, Verbio ha puesto en marcha una planta de casi 100 millones de euros que transforma éster metílico de colza, la base habitual del biodiésel FAME, en compuestos químicos de mayor valor. La instalación puede producir hasta 60.000 toneladas anuales de 1-deceno y 9-DAME, bloques que acaban en lubricantes, detergentes, productos de limpieza o plásticos.

La tecnología se apoya en la metátesis de olefinas, una reacción que reordena moléculas con catalizadores específicos. La planta no sustituye al biodiésel: aprovecha parte de esa corriente para alargar la cadena de valor. La compañía calcula unos 50 empleos nuevos, hasta unas 130 personas en el sitio, y espera elevar la producción a medida que los clientes homologuen los compuestos.

Verbio trabaja con colza de origen europeo para reducir la exposición a cadenas internacionales, y en la inauguración se subrayó que Europa no puede competir con materias primas fósiles baratas de otras regiones. El mensaje encaja con una idea de fondo: el carbono renovable tiene hueco en la química si hay escala, calidad constante y costes razonables. También llegaron consultas de América del Norte, América del Sur y Asia.

Reglas, mezclas y competencia

Mientras tanto, Argentina mantiene abierto un debate que afecta de lleno al biodiésel. El Senado aprobó por 41 votos a favor y 25 en contra un proyecto que eleva la mezcla obligatoria de biodiésel del 7,5% al 10% y la de bioetanol del 12% al 15%, doce meses después de la sanción. Las pymes piden subir el corte al 12% o 12,5%; la industria aceitera defiende el texto sin cambios.

El punto sensible es la reserva para empresas no integradas. Cuando el corte llegue al 10%, tendrán inicialmente 6,5 puntos porcentuales; esa porción bajaría a 5,5 en 2029, a cinco en 2030 y a cuatro desde 2031 hasta el final de la transición, previsto para enero de 2036. Cepreb habla de 25 pymes, 1.500 empleos directos y 8.000 indirectos, con unas 900.000 toneladas anuales y cerca del 65% del biodiésel destinado a la mezcla obligatoria.

La Cámara Panamericana de Biocombustibles Avanzados propone límites porcentuales a empresas y grupos económicos, y prioridad para las no integradas cuando haya capacidad disponible. Claudio Molina, de la Asociación Argentina de Biocombustibles e Hidrógeno, advierte sobre facultades demasiado amplias de la autoridad de aplicación y lo resume con una frase: «no pongamos en la misma pista un F1 con un F4». La discusión sigue en Diputados.

En Paraguay, la mezcla obligatoria está en el 5%, pero una modificación legal sancionada en 2026 habilita un rango de 5% a 20%, pendiente de promulgación. El informe del IICA destaca además una inversión de 150 millones de dólares de Enersur para una planta en Canindeyú. Son señales de que la carrera del biodiésel no va solo de mandatos, sino también de capacidad industrial y confianza inversora.

El tablero del biodiésel mezcla demanda europea, precios de granos, nuevas aplicaciones químicas y reglas de mezcla que cambian según el país. La soja y la colza siguen mandando en la materia prima, mientras los operadores miran con lupa cuánto grano acaba en energía y cuánto en alimentación. Para España y el resto de Europa, la clave será si ese repunte de compras se sostiene con reglas estables y si la industria logra dar salida a más productos de valor añadido.

El Fondo de Innovación de la Unión Europea ha seleccionado el proyecto Mosusol-NetCO2, presentado por Molins junto a Enagás y Linde, dentro de la convocatoria Net-Zero Technologies. La elección comunitaria coloca esta iniciativa entre las propuestas que Bruselas quiere impulsar para rebajar emisiones en industrias donde electrificar todos los procesos no basta. La financiación todavía no está cerrada: queda la firma del acuerdo de subvención y la selección no equivale al pago inmediato de las ayudas.

El núcleo del proyecto es una instalación de captación de dióxido de carbono a escala industrial en la cementera que Molins tiene en Sant Vicenç dels Horts, Barcelona. La capacidad prevista ronda el millón de toneladas anuales, incluida la parte biogénica, y el sistema debería atrapar cerca del 97% de las emisiones vinculadas a la fabricación de clínker Portland y aluminato de calcio. El ahorro estimado llega a 1,1 millones de toneladas al año.

Qué se ha seleccionado y con qué respaldo

La convocatoria europea busca tecnologías de cero emisiones netas y, en este caso, el respaldo se dirige a una cadena de gestión del carbono aplicada al cemento. Mosusol-NetCO2 figura entre los proyectos elegidos por Bruselas, aunque los importes individuales, calendarios y condiciones se concretarán cuando se negocien los acuerdos con las autoridades comunitarias.

La iniciativa también ha obtenido el sello STEP, una marca europea que reconoce propuestas alineadas con prioridades estratégicas de la UE en tecnologías críticas. Ese distintivo refuerza la lectura industrial del proyecto, pero no sustituye la tramitación administrativa ni la firma final de la ayuda.

Cómo se reparte el trabajo entre Molins, Enagás y Linde

Las tres compañías cubren eslabones distintos. Molins actúa como promotor y llevará el desarrollo del sistema de captura en su planta; Enagás se ocupará de la infraestructura para trasladar el CO2; y Linde aportará la tecnología de captura y el oxígeno que requiere la oxicombustión, producido mediante una unidad de separación de aire.

La combinación pretende encajar captura, transporte y almacenamiento en una misma cadena de valor. Ese enfoque integrado es relevante en cemento, porque buena parte del CO2 procede del propio proceso de fabricación del clínker y no solo de quemar combustibles.

Una cadena que mira al transporte y al almacenamiento

El proyecto contempla mover el CO2 capturado desde la fábrica hasta un almacenamiento geológico. La documentación difundida alude a una conducción de unos cien kilómetros hacia Tarragona, aunque se trata de una previsión dentro de una iniciativa que aún debe cerrar su financiación.

Esa parte choca con una realidad menos avanzada en España. La Comisión Europea ha identificado emplazamientos con permisos de almacenamiento en Países Bajos, Dinamarca y Grecia, y ninguno en territorio español; además, prevé que otros siete entren en funcionamiento en los próximos años.

Aun así, hay proyectos españoles en marcha o en fase temprana, como TarraCO2-Storage de Repsol, CO2necta de Holcim, Enagás y Saggas, ECO2FLY de Holcim, IGNIS P2X y Exolum, o las iniciativas de Heidelberg Materials y Enagás. Mosusol-NetCO2 se suma a ese grupo y aspira a pasar de la idea a una instalación industrial.

El contexto europeo: primeros pasos comerciales

Europa ya tiene ejemplos comerciales de captura y almacenamiento. Yara International puso en marcha en Sluiskil, Países Bajos, la mayor instalación comercial de captura industrial del continente, con capacidad para atrapar hasta 800.000 toneladas anuales; el CO2 se lleva por barco a Noruega y se inyecta bajo el fondo marino en Northern Lights.

En el mar del Norte danés, el proyecto Greensand inició sus operaciones comerciales de almacenamiento, con una primera fase de hasta 400.000 toneladas anuales y margen para ampliar si sube la demanda. Ambos casos muestran que se puede unir a un emisor industrial con el transporte transfronterizo y un depósito geológico permanente.

El marco regulatorio empuja en esa dirección. El precio del carbono en el mercado europeo de derechos de emisión supera los 80 euros por tonelada, según el análisis citado, y el Mecanismo de Ajuste en Frontera por Carbono extiende el coste a importaciones intensivas en emisiones.

Ese cóctel de normas, financiación pública y precio del CO2 puede hacer viable la inversión en sectores como cemento, acero y química. El reto es que en esas actividades el CO2 suele estar más diluido y separarlo resulta más caro que en el amoniaco, donde la corriente ya es relativamente pura.

Costes, biomasa y cuellos de botella

Los números ayudan a entender la distancia. Los costes de captura en aplicaciones complejas pueden superar los 500 euros por tonelada y tendrían que acercarse a 200 euros para mejorar su viabilidad económica.

También gana peso la captura de CO2 biogénico, procedente de biomasa u otros procesos orgánicos. Si ese carbono se captura y se almacena de forma permanente, una instalación puede generar emisiones netas negativas; en esa línea trabajan Stockholm Exergi en Suecia y Ørsted en Dinamarca.

Para extender el modelo harán falta redes compartidas, tecnología más barata y un precio del carbono sostenido. Los permisos más ágiles y la coordinación entre países aparecen como condiciones de fondo para que Europa pase de proyectos aislados a un mercado comunitario consolidado.

Otras iniciativas españolas en la misma convocatoria

En la última convocatoria del Fondo de Innovación aparecen varios proyectos industriales españoles. Además de Mosusol-netCO2, la relación incluye ECO2FLY, que une captura de CO2 en una cementera con hidrógeno renovable para fabricar combustible sintético de aviación; VICTORIA, que prevé e-metanol a partir de CO2 biogénico; y ELSA, que ensayará carbonato sódico con CO2 de origen biogénico.

La convocatoria recibió 358 solicitudes por 17.500 millones de euros y seleccionó 77 iniciativas de 23 países del Espacio Económico Europeo, con 3.400 millones previstos. La selección no implica todavía la concesión definitiva ni el desembolso: los promotores deben negociar con la Agencia Ejecutiva Europea de Clima, Infraestructuras y Medio Ambiente.

Qué dicen las empresas

Los responsables de las compañías han subrayado el valor del respaldo europeo. Marcos Cela, consejero delegado de Molins, ha vinculado la elección con la estrategia de descarbonización de la cementera y con la colaboración industrial; Arturo Gonzalo, de Enagás, ha puesto el acento en la cadena de valor y en el papel de las infraestructuras y los centros logísticos; y Baltasar Palanca, de Linde Gas España, ha defendido que innovación y cooperación permiten convertir objetivos climáticos en proyectos concretos.

Qué significa para la industria cementera

Para el cemento, la captura no es un adorno: una parte importante de las emisiones está ligada al proceso químico del clínker. Por eso, el proyecto se centra en separar CO2 de los gases de proceso y facilitar su gestión posterior, más que en actuar solo sobre la energía utilizada.

La iniciativa también puede servir para medir si una planta cementera española es capaz de integrar captura, transporte y almacenamiento sin perder competitividad. El interés industrial está ahí, pero la decisión final dependerá de la ayuda, de la infraestructura disponible y de que el CO2 tenga un destino permanente y verificado.

Con todo, Mosusol-NetCO2 aparece como una de las piezas españolas de una política europea que quiere convertir la captura de CO2 en una industria real, no solo en un conjunto de pruebas. El respaldo de Bruselas da visibilidad al proyecto, pero su éxito dependerá de la financiación, de que la red de transporte y almacenamiento esté a la altura y de que el cemento pueda competir sin perder por el camino. La iniciativa de Molins, Enagás y Linde será seguida de cerca porque resume bien las promesas y las tensiones de esta tecnología: mucha necesidad climática, inversiones elevadas y una infraestructura que aún está en pañales.

El último informe de la Unión Española Fotovoltaica pone cifras a un efecto que suele notarse en la subasta mayorista: la generación solar moderó el precio de la electricidad durante año y medio. El documento, difundido por la patronal del sector, calcula el beneficio que habría tenido para el conjunto de los consumidores españoles contar con esta tecnología en el sistema eléctrico.

Entre enero de 2025 y junio de 2026, la tecnología solar habría evitado 17.021 millones de euros en costes para hogares, empresas e industria, siempre según las estimaciones de Unef. La asociación compara el precio real del mercado diario con el que se habría dado si no hubiera existido generación fotovoltaica ni autoconsumo.

Un ahorro que se nota en el mercado mayorista

Durante el periodo analizado, el mercado diario marcó una media de 60,2 euros por megavatio hora. Sin la aportación solar, el estudio sostiene que esa referencia habría subido hasta los 112 euros/MWh, lo que supone un descenso del 46% respecto al escenario sin fotovoltaica. Visto desde el otro lado, la luz habría resultado un 86% más cara si no hubiera existido esta fuente de generación.

El desglose anual que maneja Unef reparte el ahorro en 10.863 millones de euros en 2025 y otros 6.158 millones en la primera mitad de 2026. La diferencia entre el precio observado y el hipotético sin solar se habría mantenido mes a mes, según el análisis de la asociación.

El informe también pone el foco en un mes concreto: en junio de 2026, el mercado diario cerró con una media de 69,6 euros/MWh. Sin plantas fotovoltaicas ni instalaciones de autoconsumo, la estimación de Unef eleva esa cifra hasta los 162,7 euros/MWh.

De dónde procede el ahorro: plantas y autoconsumo

De los 17.021 millones estimados, 2.791 millones se atribuyen al autoconsumo de viviendas y empresas. Los 14.230 millones restantes corresponden a la producción de las plantas fotovoltaicas instaladas en suelo. La patronal subraya que el beneficio no se limita a quienes tienen paneles, sino que alcanza al conjunto de los consumidores.

• Plantas fotovoltaicas en suelo: 14.230 millones de euros.
• Autoconsumo residencial y empresarial: 2.791 millones de euros.

La lógica que explica Unef es sencilla: cuando un hogar o una empresa genera parte de la electricidad que consume, reduce la energía que necesita comprar a la red. Esa menor exigencia de compra ayuda a contener el precio del mercado mayorista y acaba beneficiando también a quienes no cuentan con una instalación propia.

Unef también calcula la rentabilidad social de la tecnología: por cada euro que la sociedad española destina a fotovoltaica, se estiman ocho euros de ahorro en el precio de la electricidad. Esa relación entre inversión y retorno se apoya en el peso creciente de la generación solar dentro del mix eléctrico nacional.

Cómo se ha calculado y qué no mide el estudio

Para llegar a estas cifras, el equipo de Unef reconstruyó la casación del mercado diario gestionado por OMIE entre enero de 2025 y junio de 2026. En esa simulación se excluye la generación de las plantas solares y la electricidad producida por las instalaciones de autoconsumo. El modelo también incorpora la posible reacción del resto de tecnologías ante un precio distinto, con datos de OMIE, Red Eléctrica y la propia asociación.

El estudio se centra en el mercado diario y deja fuera otros elementos que influyen en la factura final, como las restricciones técnicas, los servicios de ajuste y los contratos a plazo. Además, la respuesta de los ciclos combinados y de la hidráulica se basa en las ofertas que presentaron en el mercado real, aunque su comportamiento podría cambiar ante variaciones de precios tan grandes.

Por eso, el ahorro estimado en el mercado mayorista no equivale automáticamente a una rebaja idéntica en cada recibo. El importe que paga cada usuario depende de la tarifa contratada y de la comercializadora, de modo que el informe mide el efecto sobre el precio mayorista, no una reducción directa y uniforme en todas las facturas.

Seguridad energética y competitividad industrial

José Donoso, director general de Unef, interpreta los resultados como una muestra del valor estratégico de contar con un recurso autóctono, abundante y gratuito como el sol. Según su lectura, la fotovoltaica permite producir electricidad sin depender de la importación de combustibles fósiles y reduce la exposición a la volatilidad de los mercados internacionales.

En el plano industrial, Donoso considera que el autoconsumo puede jugar un papel relevante en la reindustrialización del país. Su argumento es que las empresas accederían a una electricidad más competitiva, reducirían costes energéticos y ganarían autonomía, lo que ayudaría a atraer inversiones, desarrollar nuevas actividades y generar empleo.

Con estas cifras, el balance que deja el informe es que la fotovoltaica ha moderado el precio mayorista en un contexto de fuerte presencia en el mix, con un beneficio estimado de 17.021 millones para el conjunto de los consumidores. La letra pequeña invita a no leer el dato como una rebaja automática en cada recibo: el estudio mide el mercado diario y el importe final depende de la tarifa y la comercializadora. Aun así, la patronal insiste en que el autoconsumo y las plantas en suelo aportan un colchón relevante para hogares, comercios e industria.