Energía

La idea de “baterías para todo” –desde coches y móviles hasta redes eléctricas– ha calado fuerte en la narrativa verde. Sin embargo, esta visión choca con limitaciones físicas y económicas reales. Las baterías de ion-litio, las dominantes hoy, consumen grandes cantidades de materiales críticos. El grafito, por ejemplo, es el componente más abundante en una batería de coche eléctrico (peso entre 50 y 100 kg por vehículo).

Las energías renovables son limpias en emisiones, pero esconden “costes ocultos” medioambientales y sociales que a menudo se ignoran. En primer lugar, los materiales críticos: solar, eólica y baterías requieren grandes cantidades de minerales. Por ejemplo, la IEA estima que un parque eólico marino necesita 13 veces más minerales críticos (como cobre, neodimio, etc.) que una planta de gas equivalente, y una planta solar 6 veces más. La demanda de litio, cobalto, cobre o tierras raras se disparará con la transición: según la IEA y la CEPAL, la demanda global de litio podría multiplicarse por 17 para 2050 y el de cobalto por 5. Esto empuja la minería hacia áreas frágiles (desiertos, selvas, montañas), provocando impactos locales: consumo intensivo de agua, contaminación y desplazamiento de comunidades.

Un investigador de la Universitat Rovira i Virgili (URV) ha propuesto un sistema para extraer energía de corrientes de agua a partir de un fenómeno que, en ingeniería marina, suele considerarse un problema. El modelo, diseñado por Francisco Huera y publicado en Journal of Fluids and Structures, utiliza un cilindro sumergido que oscila como un péndulo cuando el flujo genera vórtices a su alrededor, y con ese movimiento busca obtener potencia en un eje.

Las instalaciones solares en cubiertas comerciales e industriales plantean un problema poco visible: qué ocurre cuando se produce un incendio bajo los paneles. No se trata solo de si el fuego se inicia, sino de cómo avanza, qué lo acelera y qué configuraciones pueden ayudar a contenerlo. Un conjunto de pruebas a gran escala realizadas por el Instituto de Investigación del Suroeste (SwRI) se centra precisamente en ese comportamiento.

África se encamina a un aumento acelerado del número de vehículos en circulación. Las proyecciones incluidas en la fuente apuntan a que el parque móvil se duplicará antes de 2050, un crecimiento más rápido que en cualquier otro continente. El interrogante clave no es si habrá más movilidad, sino qué tipo de tecnologías cubrirán esa demanda creciente.

Un importante yacimiento de litio fue identificado en el norte de Canadá gracias al uso combinado de mediciones geofísicas, sistemas satelitales en órbita baja e inteligencia artificial. El hallazgo se localiza en la región de Eeyou Istchee James Bay, en la provincia de Quebec, y refuerza el papel de Norteamérica en la cadena de suministro de un mineral clave para baterías y tecnologías de la transición energética.

La producción de electricidad a partir de fuentes renovables sigue creciendo a escala global, aunque los combustibles fósiles mantienen un peso dominante en muchos sistemas energéticos. El Global Electricity Review 2025 muestra que en 2024 las renovables cubrieron alrededor del 32 % del consumo eléctrico mundial, mientras que si se suman las fuentes de bajas emisiones, incluida la nuclear, la cuota alcanzó el 40 %. El dato da contexto a una transición que avanza, pero de forma desigual.

Venezuela suele aparecer en la cima de las listas mundiales de petróleo porque sus reservas son enormes, especialmente en la Faja del Orinoco. Pero “tener reservas” no es lo mismo que “poder producir”. Las reservas se calculan bajo supuestos técnicos y económicos; la producción, en cambio, depende de equipos, mantenimiento, personal, logística y acceso a tecnología y capital. Ahí está la brecha.

La brecha entre los ambiciosos anuncios de transición energética y la realidad física de las obras es cada vez más evidente. Países y empresas compiten por prometer neutralidad de carbono y récords de energías renovables, pero sobre el terreno persisten cuellos de botella: redes eléctricas insuficientes, proyectos demorados por trámites y concentración de inversiones en pocos lugares. El resultado es una transición que corre en el papel más rápido de lo que avanza sobre el terreno, con implicaciones económicas y logísticas ineludibles.

La producción de energía offshore no depende solo de la tecnología empleada, sino del lugar donde se instala. Un modelo computacional desarrollado por investigadores de la Universidad Estatal de Carolina del Norte propone una forma sistemática de combinar ubicación y tecnologías marinas para maximizar la generación eléctrica y reducir el riesgo financiero asociado a este tipo de proyectos.

Hay un momento del día en que la electricidad puede sobrar. No “en teoría”, sino de forma física: la red recibe más energía de la que los hogares, las fábricas y los servicios están consumiendo. En ese instante, la energía solar deja de ser un regalo fácil y se convierte en una pregunta incómoda: ¿qué haces con algo que llega en masa, rápido y justo cuando no lo necesitas?

El crecimiento del almacenamiento de energía con baterías está reforzando las perspectivas de demanda de litio para 2026, en un momento en que el sector intenta salir de un periodo prolongado de exceso de oferta. De acuerdo con un reporte de Reuters, el repunte de proyectos de almacenamiento está alimentando expectativas de una recuperación más rápida para un mercado presionado desde 2022.

La idea suena sencilla: si tenemos sol y viento de sobra, ¿por qué seguir quemando gas o carbón? En el papel, una red 100% renovable parece inevitable. En la práctica, cuando se intenta operar un sistema eléctrico real, aparecen fricciones que no se resuelven con voluntad ni con discursos. El problema no es que las renovables “no sirvan”. El problema es que la red exige estabilidad continua, incluso cuando el cielo y el viento no cooperan.

El comienzo de 2026 no trajo alivio para el mercado del petróleo. Los precios arrancaron el año a la baja, prolongando una tendencia que ya venía marcando todo 2025. Más allá del movimiento diario, el mensaje es claro: el mercado sigue convencido de que hay suficiente oferta y pocas razones inmediatas para un rebote fuerte.

Hay un tipo de escasez que no se arregla cavando más, sino mirando mejor lo que ya estás sacando. En la minería, ese “mirar mejor” puede significar algo muy simple y muy absurdo a la vez: materiales estratégicos que ya pasan por la planta… y acaban en el montón de desechos.

La transición energética suele contarse como una flecha: apunta a lo limpio y cada año avanza un poco más. En 2025 esa imagen se rompe. Lo que queda es otra cosa: un mapa con zonas que aceleran, otras que se atascan y algunas que, directamente, vuelven a tirar de lo de siempre cuando el sistema aprieta.

Un coche eléctrico puede tener motor “para años” y, aun así, acabar cambiando la batería antes de lo esperado. A veces no es por un golpe, ni por frío extremo. El desgaste puede empezar como una grieta mínima, invisible, que crece dentro del material y va robando capacidad ciclo tras ciclo.

Si mañana construimos reactores de fusión para producir electricidad, puede que también estemos montando, sin querer, una fábrica de partículas raras. La pregunta no es solo si aparecerían, sino si seríamos capaces de notarlas entre el ruido brutal de un reactor funcionando.

En 2025 se instaló una idea incómoda en la conversación energética: puedes estar cerrando la puerta al carbón y, a la vez, abriendo otra al gas por la vía de la informática. No porque la IA “quiera contaminar”, sino porque cuando la demanda eléctrica se dispara de golpe, el sistema reacciona con lo que conoce, y lo que conoce suele ser construir capacidad nueva lo más rápido posible. La pregunta que queda flotando es simple y muy doméstica: si esto sale mal, ¿quién paga la factura?

Cuando un mercado crece demasiado rápido, el golpe no suele venir por falta de fábricas, sino por falta de compradores. Y en baterías eso duele el doble, porque producir sin salida te deja con almacenes llenos y márgenes bajo presión.