España y Portugal podrían ser los mayores proveedores de litio de Europa

La publicación Cell Reports Sustainability acaba de publicar Long on expectations, short on supply: Regional lithium imbalances and the effects of trade allocations by China, the EU, and the USA (Expectativas altas, oferta baja: Desequilibrios regionales de litio y efectos de las asignaciones comerciales de China, la UE y EEUU).

Si bien la producción de litio podría multiplicarse por diez en algunas de estas regiones para 2030, seguiría siendo insuficiente para satisfacer la creciente demanda de vehículos eléctricos.

En conjunto, China, Europa y EE.UU. representan el 80 % de las ventas mundiales de vehículos eléctricos, y se prevé que su demanda siga aumentando. El equipo estimó que China podría necesitar hasta 1,3 millones de toneladas métricas de carbonato de litio equivalente (una medida estándar del contenido de litio) para producir nuevos vehículos eléctricos. Europa podría requerir 792.000 toneladas métricas, seguida de 692.000 toneladas métricas para EE.UU.

Más demanda que oferta

Basándose en proyectos de extracción de litio existentes y propuestos en las tres regiones, el equipo descubrió que China podría producir entre 804.000 y 1,1 millones de toneladas métricas de carbonato de litio equivalente para 2030. La producción en Europa podría alcanzar las 325.000 toneladas métricas, y en Estados Unidos, podría oscilar entre 229.000 y 610.000 toneladas métricas en los próximos cinco años.

De las 325.000 toneladas, unas 88.000 toneladas serían producidas en la Península Ibérica. Concretamente, Portugal podría ser el mayor productor de litio de Europa con más de 45.000 toneladas mientras que España sería el segundo con 43.500 toneladas.

Entre ambos países podrían ser capaces dentro de cinco años de producir el 27% del total del Viejo Continente. Pero eso sería en el mejor de los escenarios, algo que es prácticamente imposible de llevar a cabo porque, como dicen los autores del informe, estos proyectos mineros sufren mucha oposición social que retrasan en el tiempo si no anulan los mismos.

España alcanzaría estos datos de 43.500 toneladas producidas al año con solo dos proyectos: Las Navas y San José-Valdeflores.

«El apagón podría haberse evitado con otra programación de REE»

El Gobierno acusa a REE y a las eléctricas por no haber controlado la sobretensión que llevó al apagón.

Las centrales de generación operan siguiendo las instrucciones del operador del sistema (REE) que indica qué grupos han de arrancar o parar en cada momento y toma las decisiones en tiempo real para evitar cualquier desajuste, al fin de mantener el sistema constantemente en equilibrio.

El martes en La Palma, en la central de Los Guinchos, había operando tres grupos. El mayor de ellos, una turbina, sufrió una parada y los dos motores restantes no tenían la capacidad suficiente para compensar la falta de potencia de l a turbina. Se incumplió con el criterio de redundancia con el que por normativa operan los sistemas eléctricos.

A una máquina no se le puede pedir que no falle nunca y así lo contemplan los procedimientos operativos. Ese criterio de seguridad se llama 'N menos1' y supone que ante cualquier fallo de un elemento del sistema este debe tener la redundancia suficiente para compensarlo y así evitar cortes de suministro a clientes. Esto es algo que ocurre a diario en todas las centrales del mundo, El 'cero energético' no fue provocado por la parada imprevista de la turbina, que es algo que puede pasar, sino porque el resto de grupos en funcionamiento no contaban con la potencia necesaria para compensar esa caída.

Insisto en que los dos grupos que quedaron en funcionamiento lo hicieron de forma adecuada, según su programación, y subieron potencia a su máximo pero, lamentablemente, no pudieron compensar la falta de potencia porque no tenían capacidad suficiente. Esto provocó el apagón y no la parada de la turbina. Ese día no se cumplió el criterio 'N -1' en los grupos de la central de Los Guinchos por parte del operador del sistema. Por lo que el cero hubiera sido evitable. Los datos lo acreditan.

El Gobierno de Canarias está llevando a cabo una exhaustiva investigación en la que estamos colaborando. Lo cierto es que los grupos de la central actuaron perfectamente dentro de su programación. El problema fue que no existía suficiente capacidad de reserva programada por REE. Aprovecho para agradecer al personal de la central y al equipo de distribución, su excelente trabajo ya que gracias a ellos se logró que el suministro se recuperara en menos de tres horas, un tiempo récord.

El apagón y la Gestión de riesgos

Las distribuidoras deben implementar sistemas avanzados de gestión de riesgos que incluyan: Evaluación de vulnerabilidades de la red frente a eventos climáticos extremos; Planes de inversión en renovación y modernización de infraestructuras; Sistemas de monitorización y automatización para detectar fallos en tiempo real; Ciberseguridad para evitar sabotajes y accesos no autorizados; Coberturas de seguro de responsabilidad civil adaptadas a los riesgos inherentes a la actividad, en toda su amplitud; Protocolos de comunicación y transparencia con autoridades y consumidores; Control y supervisión de los programas de seguros de los Subcontratistas intervinientes, especialmente en labores de mantenimiento; Contar con un Plan de Contingencias real, actualizado y adaptado a la realidad de la empresa y del momento.

Además, la planificación de contingencias debe contemplar el suministro alternativo, acuerdos con terceros, y simulacros periódicos para evaluar la capacidad de respuesta.

En el contexto europeo, directivas como la Directiva (UE) 2019/944 sobre normas comunes para el mercado interior de la electricidad, refuerzan el papel de los operadores de red en garantizar la calidad del suministro y la protección de los consumidores. La regulación europea impulsa también la digitalización de la red y la integración de energías renovables, lo que implica nuevos desafíos en la fiabilidad del sistema.

En este contexto, la inversión en tecnología, la mejora del mantenimiento de redes y la implementación de sistemas de gestión de riesgos eficaces son esenciales tanto para proteger a los consumidores como para minimizar la exposición legal de las empresas distribuidoras.

Inglaterra obligará a que todas las nuevas viviendas cuenten con paneles solares:

Ed Miliband, el secretario de Energía británico, reveló que exigirá que todas las viviendas de nueva construcción cuenten con paneles solares. Según se indica, este requisito forma parte de una importante actualización del Estándar de Viviendas del Futuro. Con la cual se espera reducir las emisiones al recurrir, parcialmente, a una energía limpia. Lo que también ayuda a reducir el coste de las facturas de energía. Se espera que este requisito se implemente a finales de este mismo año (2025).

De esta forma, millones de nuevas viviendas en proyecto en Inglaterra deberán contar con paneles solares preinstalados. La política exigirá la instalación de paneles solares en las azoteas, salvo en casos donde no sea práctico. Esto ayudará a los propietarios a ahorrar costes ligados al consumo de energía. Mientras que también se ayudará a reducir las emisiones de gases de efecto invernadero. Evidentemente, se avisa que esto tendrá un impacto negativo en el precio de la vivienda. Aunque se estima que ese gasto adicional se compensará en unos cuatro años.

A diferencia de Reino Unido, en España no hay una obligación legal de instalar paneles solares en viviendas unifamiliares de nueva construcción. Ahora bien, sí es obligatoria la incorporación de energía renovable. Pero claro, la solución más rápida y económica es implementar paneles solares térmicos para agua caliente. Y no para suministrar también energía al hogar. Por lo que si en España, hubiera un apagón por cualquier motivo, estas viviendas no tendrían electricidad. Pero al menos tendrías agua caliente.

En Reino Unido, la actualización del plan de Estándar de Viviendas del Futuro, incluye mayores requisitos de eficiencia energética y la introducción de opciones de calefacción bajas en carbono. Como ejemplo, se hace referencia a bombas de calor y redes de calefacción. Estas medidas promoverán la independencia energética y reducirán la presión sobre la red eléctrica.

Nadia Calviño anuncia un acuerdo para impulsar la interconexión entre España y Francia

La presidenta del Banco Europeo de Inversiones (BEI), Nadia Calviño, ha anunciado un inminente acuerdo para impulsar la interconexión eléctrica entre España y Francia. Durante su intervención en un desayuno organizado este lunes por el Ateneo, Calviño ha añadido que el acuerdo se cerrará en las próximas semanas. Si bien no ha dado más detalles, la presidenta del BEI destacó que la interconexión es una “tarea pendiente” desde hace mucho tiempo y “va a suponer un cambio muy importante desde el punto de vista de la integración”, como se hizo patente tras el apagón del pasado 28 de abril.

Además, ha recordado el peso del BEI en la financiación de infraestructuras energéticas en Europa, donde más de un 40% de los proyectos en marcha están financiados por el banco.

Por otro lado, ha resaltado el apoyo del BEI al ecosistema europeo de capital riesgo y ha cuantificado que uno de cada cinco euros captados en España procedieron del BEI. Ello ha permitido crear el año pasado el primer megafondo español con 1.000 millones de euros y en las próximas semanas lanzará la inversión para un segundo megafondo con el que invertir en empresas «made in Europe», firmas que nazcan y puedan desarrollarse en la Unión Europea.

España y Portugal han instado al gobierno francés a fijar «plazos concretos y compromisos vinculantes» sobre los corredores de interconexión eléctrica entre la península ibérica y el país galo, para lo cual proponen una reunión de ministros de Energía que tendría lugar este año.

Así consta en una carta dirigida por la vicepresidenta tercera y ministra para la Transición Ecológica española, Sara Aagesen, y la titular de Medio Ambiente y Energía de Portugal, Maria da Graça Carvalho, a su homólogo francés, el ministro de Industria y Energía Marc Ferracci, que se ha dado a conocer este sábado. En ella, ambas proponían una reunión a tres bandas de los países con la Comisión Europea para este año con el fin de «definir una hoja de ruta conjunta con hitos y pasos concretos para cumplir los objetivos europeos».

La inversión mundial en energía limpia alcanzará los 2,2 billones de dólares en 2025, el doble que la de los combustibles fósiles

Se prevé que la inversión mundial en energía aumente en 2025 hasta un récord de 3,3 billones de dólares a pesar de los vientos en contra derivados de las elevadas tensiones geopolíticas y la incertidumbre económica, según un nuevo informe de la AIE y las tecnologías de energía limpia atraerán el doble de capital que los combustibles fósiles.

La inversión en tecnologías limpias (renovables, nuclear, redes eléctricas, almacenamiento, combustibles de bajas emisiones, eficiencia energética y electrificación) se encamina a alcanzar la cifra récord de 2,2 billones de dólares este año, lo que refleja no solo los esfuerzos por reducir las emisiones, sino también la creciente influencia de la política industrial, las preocupaciones sobre la seguridad energética y la competitividad en costes de las soluciones basadas en la electricidad, según la edición de 2025 del informe anual de la AIE sobre Inversión en Energía Mundial. Se prevé que la inversión en petróleo, gas natural y carbón alcance los 1,1 billones de dólares.

Además de una evaluación exhaustiva del panorama actual de inversiones en combustibles, tecnologías y regiones, esta décima edición del informe World Energy Investment explora algunos de los principales cambios ocurridos en la última década.

Según el informe, la bajada de los precios del petróleo y las expectativas de demanda provocarán la primera caída interanual de la inversión en exploración y producción de petróleo desde la crisis de la COVID-19 en 2020. La caída prevista del 6 % se debe principalmente a una fuerte disminución del gasto en petróleo de esquisto bituminoso estadounidense. En cambio, la inversión en nuevas instalaciones de gas natural licuado (GNL) muestra una sólida trayectoria ascendente, a medida que se preparan para la entrada en funcionamiento nuevos proyectos en Estados Unidos, Catar, Canadá y otros países. Entre 2026 y 2028, se prevé que el mercado mundial de GNL experimente el mayor crecimiento de capacidad de su historia.

Demanda negativa: La nueva realidad de la red de Australia Meridional donde la mitad de todas las casas tienen energía solar en los tejados

En los últimos seis meses, ElectraNet informó de ocho días en los que la demanda fue negativa y los flujos de energía volvieron a su red de transmisión desde los paneles solares instalados en los tejados a través de redes distribuidas.

En ocasiones, y con mayor frecuencia, ElectraNet incluso observa una demanda negativa, donde la energía solar en azoteas genera más electricidad de la que requiere el estado. De hecho, el 90% de los puntos de conexión de transmisión a la red de distribución de SA Power Networks han experimentado momentos en que esto ha ocurrido.

Lo cual, por supuesto, apunta a la necesidad de grandes baterías de almacenamiento, y el estado tendrá más de una docena de grandes baterías para el final del próximo año fiscal, a medida que se construyen y ponen en funcionamiento una serie de nuevos proyectos.

Baterías domésticas

El estado también tiene cerca de 50.000 baterías domésticas y espera que esta cifra aumente significativamente en los próximos años con la ayuda del reembolso de baterías domésticas del gobierno federal, y la demanda al mediodía probablemente también se verá incrementada por la adopción de vehículos eléctricos y las grandes nuevas cargas que buscan una red dominada por energías renovables.

ElectraNet afirma que Australia del Sur ya opera con una participación promedio anual de 74% de energía eólica y solar (una participación líder a nivel mundial) y dice que el estado está bien encaminado para cumplir su objetivo de 100% de energías renovables netas para 2027.

Por esa razón, dice ElectraNet, está viendo un gran interés por parte de las industrias en establecer actividades comerciales en el sur de Australia, con 37 organizaciones comerciales diferentes que representan 50 propuestas diferentes que suman más de 15 gigavatios y que realizan consultas sobre la conexión a la red.