La cifra depende de la industria: 8 por ciento. Esta es la proporción de la producción de cemento en las emisiones globales de dióxido de carbono (CO₂), entre otras cosas, según estudios del grupo de expertos británico Chatham House. No es de extrañar que los políticos de todo el mundo estén en proceso de tomar medidas regulatorias. Esto significa que los fabricantes de materiales de construcción enfrentan desafíos similares a los de los productores de acero para hacer que su producción sea más sustentable.

Sin embargo, las cosas no pintan tan sombrías en el mercado de valores para Heidelberg Materials, uno de los mayores fabricantes de materiales de construcción del mundo. De lo contrario; el mercado ha comenzado a premiar la decisión empresarial. Pero desde el principio.

Los fabricantes de materiales de construcción como Heidelberg Materials utilizan cemento para producir un tipo de agente aglutinante que garantiza que ingredientes como agua, arena y grava se conviertan en componentes de construcción como mortero u hormigón. El quid de la cuestión: Su producción es CO₂-intensivo.

Por un lado, está la energía necesaria para encender los hornos en los que se quema la piedra caliza hasta convertirla en clínker de cemento. Detrás de esto se encuentra un producto intermedio en el camino hacia el cemento, que se puede encontrar en bolsas en todas las obras de construcción del mundo. Por otro lado, la piedra caliza se desacidifica durante este proceso, tal y como dicta la química. Él también se convierte en CO₂-gratis. Y luego está el transporte, que provoca más emisiones.

En total, la producción de cemento representa alrededor del 8 por ciento del CO2 mundial.₂emisiones. Esta cifra debe disminuir, según la voluntad declarada de políticos y empresas como Heidelberg Materials y competidores como Holcim y Cemex. Pero una cosa también está clara: «La descarbonización es una tarea hercúlea», afirma Dominik von Acht, director general de Heidelberg Materials. en una entrevista con este periódico.

Y para hacer la mezcla aún más viscosa, también está el desafiante entorno global para la industria de la construcción: las mayores tasas de interés están encareciendo el financiamiento, ya sea en la construcción de viviendas o en proyectos de infraestructura, lo que está frenando la demanda.

Mayor impulso que el índice Nasdaq

A pesar de este entorno gris, las acciones de Heidelberg Materials llevan meses subiendo constantemente. Heidelberg Materials también está por delante de su competidor suizo Holcim. La empresa alemana vale ahora lo mismo que en 2008. Además, las acciones muestran más dinamismo que muchos otros valores. Si nos fijamos en el impulso de los precios de los últimos seis meses, los valores de Heidelberg se están alejando del índice estadounidense Nasdaq 100, que está lleno de acciones tecnológicas. En el análisis del mercado Heidelberg Materials ocupa el puesto 165 entre 1.300 acciones del S&P 500, el Stoxx 600 europeo y el SMI suizo. Los valores de su competidor Holcim también obtienen buenos resultados en el puesto 190.

Los gestores de fondos cuantitativos, como Martin Weinrauter con su fondo de tendencia G&W stock Germany, han notado claramente esta evolución. «Invertimos en la empresa porque la cotización de sus acciones lleva ya un año y medio en tendencia ascendente y, en términos relativos, está subiendo más que otras empresas», afirma.

Bastante barato a largo plazo

Además, si se compara la valoración a largo plazo durante diez años, queda claro que las acciones tienden a ser baratas. La relación precio-beneficio (P/E) se sitúa actualmente en un buen 7,8.

Incluso según las estimaciones de los analistas para los próximos doce meses, los valores sólo se cotizan a 8,5 veces y, por lo tanto, se encuentran más en el extremo barato del espectro. Medido según esta cifra clave, Heidelberg Materials es significativamente más atractivo que Holcim.

Pero “el precio es lo que se paga, el valor es lo que se obtiene”, advirtió la leyenda de los inversores Warren Buffett. Pagas el precio, obtienes el valor. Una advertencia contra las empresas “trampa de valor”: empresas que sólo son atractivas superficialmente porque tienen una valoración baja, pero que son baratas por una buena razón.

¿Qué valor obtienen los inversores en el caso de Heidelberg Materials? Según los analistas de la firma de corretaje estadounidense Stifel, las acciones podrían haber sido vistas anteriormente como una trampa para los inversores orientados al valor. Pero eso ha cambiado. La empresa se encuentra ahora en su mejor momento desde mediados de los años 1990.

La disciplina de capital crea margen para las distribuciones

De hecho, las cifras de la empresa apuntan en esa dirección. El Ebitda, por ejemplo, es decir, el beneficio antes de intereses, impuestos, depreciación y amortización, alcanzó el año pasado 3.700 millones de euros. Esto corresponde a casi duplicarse en diez años. Según estimaciones de Berenberg, por ejemplo, todavía hay margen de mejora: los analistas esperan un aumento constante hasta 4.800 millones de euros hasta 2026.

Los márgenes de beneficio también tienen una tendencia al alza. En 2023, el margen Ebitda superó el 17 por ciento. Para los años 2024, 2025 y 2026, los analistas registrados en S&P Capital IQ pronostican más del 20 por ciento cada uno. Sin embargo, Holcim logró un margen de casi el 22 por ciento ya en 2023. Los analistas suponen que este año será más del 24 por ciento.

La deuda del grupo alemán ha disminuido significativamente últimamente. Una tendencia que da margen de maniobra a la empresa, ya sea para adquisiciones, para recompra de acciones, como lo hace, o para esfuerzos por volverse ecológico, es decir, CO.₂-producir cemento pobre. Hace apenas unos años, Holcim estaba a la vanguardia en esta disciplina.

Los analistas de Berenberg elogian en el análisis de sus empresas la mejora de la disciplina de capital. La recompensa para los inversores: una atractiva rentabilidad por dividendo del 3,7 por ciento. Este es un valor alcanzado sólo por unas pocas empresas de calidad, como reveló recientemente el análisis de The Market sobre las estrategias de dividendos.

La “Estrategia Decarbonara”

Parte de la base de esta posición comparativamente buena es probablemente la estrategia de sostenibilidad de la empresa. Mientras competidores como Holcim buscan la salvación en una mayor variedad de productos, Heidelberg Materials se mantiene fiel al cemento, aunque en verde, con un enfoque sostenible.

En un análisis, Anthony Codling, analista de RBC Capital Markets, la llama la “estrategia decarbonara” por su claro enfoque en descarbonizar la producción de cemento. «Heidelberg es el primer proveedor de cemento neto cero y creemos que el enfoque en esto se verá recompensado», afirma.

De hecho, la compañía se ha marcado el objetivo de lograr que la mitad de sus ventas procedan de productos sostenibles de aquí a 2030. También se compromete con el CO₂-Reducir las emisiones a 400 kilogramos por tonelada de cemento para 2030. En 1990 este valor era de 740 kilogramos. Esto es posible centrándose en tres puntos de partida, entre otros: los productos, los procesos y el manejo del CO generado.₂.

La cartera de productos, por ejemplo, se centra en el uso de materiales reciclados y de bajas emisiones. Por ejemplo, la empresa anunció en mayo que había adquirido B&A Group, una empresa inglesa especializada en el reprocesamiento de tierras excavadas y áridos como arena y grava.

La palabra clave “procesos” incluye a su vez, por ejemplo, el cambio a electricidad procedente de fuentes de energía renovables. Y bajo el lema de “Captura, Utilización y Almacenamiento de Carbono” (CCUS), Heidelberg Materials gestiona todo lo que implica la captura, uso y almacenamiento de CO.₂ se refiere, por ejemplo, a la compresión del gas.

El proyecto modelo se construye en Brevik, Noruega: el primer CO del mundo₂-Sistema de separación construido a escala industrial en una planta de cemento. Esta planta, entre otras cosas, permite la producción de CO₂-cemento libre (Evozero), que pronto saldrá al mercado.

Producto antiguo, nuevo atractivo

Esto también podría crear un criterio de delimitación para Heidelberg Materials: el de la sostenibilidad, el cemento verde. Queda por ver hasta qué punto los clientes están dispuestos a hurgar en sus bolsillos para conseguirlo. Heidelberg Materials es optimista: «Evozero es un producto completamente nuevo para el cual el mercado fijará un precio diferente», afirma von Achten. «Es probable que la demanda supere con creces la oferta».

La casa financiera RBC Capital Markets también se muestra confiada en este punto: “Heidelberg Materials tiene la ventaja de ser el primero en actuar. Este enfoque dará sus frutos”. Aunque el coste del cemento verde es elevado, el precio que recibirán los productores por él será aún mayor. «Cemento con poco o nada de CO₂Las emisiones cubrirán la creciente demanda”, concluyen los analistas de RBC.

¿Qué significa esto para las perspectivas de beneficios de la empresa? Para RBC existen costos para CO.₂Entran en juego certificados que emisores como Heidelberg Materials deben utilizar para compensar sus emisiones. Actualmente el CO₂-Precio algo menos de 80 euros la tonelada. Bloomberg pronostica un precio de 149 euros para 2030. Si Heidelberg Materials pudiera alcanzar sus objetivos CCUS de reducción de CO sobre esta base₂emisiones de aquí a 2030, es decir, reduciendo las emisiones en un total de 10 millones de toneladas, el beneficio acumulado sería de unos 843 millones de euros.

“Si queremos ESG, a nuestros ojos tiene que ser Heidelberg Materials”, dice Codling, analista de RBC sobre la industria de materiales de construcción. Berenberg ha anunciado un precio objetivo de 105 euros para las acciones.

Conclusión: Heidelberg Materials ha superado a Holcim en términos de CO₂-Las emisiones mejoraron significativamente. Esta evolución no ha pasado desapercibida en el mercado de valores, como lo demuestra el fuerte impulso de los precios, que bien podría continuar.

Seis meses después de su liberación de prisión en diciembre, Gypsy Rose Blanchard comparte los aparentes placeres de las bebidas energéticas caseras. En un video de TikTok publicado a principios de esta semana, la mujer de 32 años contó paso a paso la bebida de cuatro ingredientes que solía preparar durante sus siete años como reclusa. «Todos los que están en prisión suelen preparar estas bebidas porque nadie toma Red Bull en prisión», señaló, y agregó que la bebida energética «te da alas». Los ejecutivos de marketing de Celsius están temblando.

En el video, la futura divorciada guió a sus 9,8 millones de seguidores de TikTok a través de la lista de ingredientes, que incluye una bolsa de Jolly Ranchers, sencillos Kool-Aid Tropical Punch, una Fanta con sabor a fresa y café instantáneo Folgers. En este punto, habría optado por Folgers simple y un poco de leche, pero ¿quién soy yo para sofocar la creatividad de un autor de memorias prometedor? Continuando, paso uno: aplastar a los Jolly Ranchers. Blanchard llama a esta maniobra «algo importante» porque agrega «más sabor afrutado». ¿También añade un posible peligro de asfixia?

Blanchard continúa explicando su elección de Tropical Punch Kool-Aid y señala que «cualquier otro sabor en realidad tendría un sabor realmente desagradable». Sí, Sharkleberry o Blue Raspberry definitivamente serían la perdición de este cóctel sin alcohol. En cuanto a la presentación, recomienda servir el brebaje en una taza con hielo. «No intentes beber esto caliente, sería absolutamente repugnante», advierte. «Sé lo que estás pensando: Esto se ve tan asqueroso, ¿bien? Pero al principio no me gustó, pero luego me gustaron”.

Teniendo en cuenta la cantidad de ingredientes adyacentes a la gasolina en una bebida energética normal, me sorprende decir que tras una inspección más detallada, el Red Bull casero de Gypsy Rose probablemente sea menos preocupante que la oferta típica de una tienda de comestibles. Aunque no puedo garantizar personalmente el sabor, Blanchard afirma que todavía bebe su obra maestra hasta el día de hoy. Además, los niños han decidido que todo está bien.

Se espera que NVIDIA produzca en masa sus GPU Rubin R100 de próxima generación con memoria HBM4 en el nodo TSMC de 3 nm para el cuarto trimestre de 2025.

Las GPU Rubin R100 de próxima generación de NVIDIA se centrarán en la eficiencia energética mientras aumentan el rendimiento de la IA, para utilizar la memoria HBM4 y el nodo TSMC de 3 nm

La nueva información proviene del analista de TF International Securities, Mich-Chi Kuo, quien afirma que NVIDIA ha sentado las bases para su GPU Rubin R100 de próxima generación que lleva el nombre de Vera Rubin, una astrónoma estadounidense que hizo importantes contribuciones a la comprensión de la materia oscura en el universo y al mismo tiempo es pionero en el trabajo sobre la velocidad de rotación de las galaxias.

Kuo afirma que las GPU NVIDIA Rubin R100 formarán parte de la línea de la serie R y se espera que se produzcan en masa en el cuarto trimestre de 2025, mientras que se espera que sistemas como las soluciones DGX y HGX se produzcan en masa en el primer semestre. de 2026. NVIDIA presentó recientemente sus GPU Blackwell B100 de próxima generación, que presentan un aumento monumental en el rendimiento de la IA y son el primer diseño de chiplet adecuado de la compañía que sentó las bases por primera vez en la GPU Ampere.

Hace cuatro años, dividimos GA100 en dos mitades que se comunican a través de una interconexión. Fue un gran movimiento y, sin embargo, casi nadie lo notó, gracias al increíble trabajo de CUDA y el equipo de GPU.

Hoy, ese trabajo se hace realidad con el lanzamiento de Blackwell. Dos mueren. Una GPU increíble. https://t.co/XuaUQPskkM pic.twitter.com/svRKhwPYEn

—Bryan Catanzaro (@ctnzr) 18 de marzo de 2024

Se espera que las GPU Rubin R100 de NVIDIA utilicen un diseño de retícula 4x (frente a 3,3x de Blackwell) y se fabriquen utilizando la tecnología de empaquetado TSMC CoWoS-L en el nodo de proceso N3. TSMC presentó recientemente planes para chips con un tamaño de retícula de hasta 5,5x para 2026, que contarían con un sustrato de 100×100 mm y permitirían hasta 12 sitios HBM frente a 8 sitios HBM en los paquetes actuales de 80×80 mm.

La compañía de semiconductores también planea pasar a un nuevo diseño de SoIC que contará con un tamaño de retícula superior a 8x en una configuración de paquete de 120×120 mm. Estos todavía se están planificando, por lo que podemos esperar de manera más realista un tamaño de retícula entre 4x para las GPU Rubin.

Otra información mencionada indica que NVIDIA utilizará la DRAM HBM4 de próxima generación para alimentar sus GPU R100. Actualmente, la compañía aprovecha la memoria HBM3E más rápida para sus GPU B100 y se espera que actualice estos chips con variantes HBM4 cuando la solución de memoria se produzca ampliamente en masa a fines de 2025. Esto será aproximadamente al mismo tiempo en que se espera que las GPU R100 entren en masa. producción. HBM4. Tanto Samsung como SK Hynix han revelado planes para comenzar el desarrollo de la solución de memoria de próxima generación en 2025 con hasta 16 pilas Hi.

NVIDIA también está lista para actualizar su CPU Grace para el módulo GR200 Superchip que albergará dos GPU R100 y una CPU Grace mejorada basada en el proceso de 3 nm de TSMC. Actualmente, la CPU Grace está construida sobre el nodo de proceso de 5 nm de TSMC y tiene 72 núcleos para un total de 144 núcleos en la solución Grace Superchip.

Uno de los mayores focos de atención de NVIDIA con sus GPU Rubin R100 de próxima generación será la eficiencia energética. La compañía es consciente de las crecientes necesidades de energía de sus chips de centros de datos y proporcionará mejoras significativas en este departamento al tiempo que aumentará las capacidades de inteligencia artificial de sus chips. Las GPU R100 todavía están lejos y no deberíamos esperar que se presenten hasta el GTC del próximo año, pero si esta información es correcta, entonces NVIDIA definitivamente tiene muchos desarrollos interesantes por delante para el segmento de IA y centros de datos.

Hoja de ruta del centro de datos NVIDIA/GPU AI

Nombre clave de la GPU	X	Frotar	Blackwell	Tolva	Amperio	Volta	Pascal
Familia de GPU	GX200	GR100	GB200	GH200/GH100	GA100	GV100	GP100
Código de GPU	X100	100€	B100/B200	H100/H200	A100	V100	P100
Memoria	¿HBM4e?	¿HBM4?	HBM3e	HBM2e/HBM3/HBM3e	HBM2e	HBM2	HBM2
Lanzamiento	202X	2025	2024	2022-2024	2020-2022	2018	2016

El Exynos 2400 se presentó hace unos meses e impulsó varias versiones del Galaxy S24 y Galaxy S24 Plus. En contra de la tendencia en la que los lanzamientos anteriores de conjuntos de chips Exynos tenían un rendimiento inferior y perdían rendimiento debido a la limitación térmica, esta versión nos sorprendió porque siguió el ritmo del Snapdragon 8 Gen 3, Dimensity 9300 y el A17 Pro, aunque se quedó corto en algunas áreas. Ahora, se rumorea que Samsung seguirá un camino similar al de Qualcomm, donde presentará el Exynos 2400+ para el Galaxy S24 FE más adelante este año. Un informante afirma que el próximo SoC ofrecerá una mayor eficiencia energética y otras ventajas, como pronto descubrirá.

Exynos 2400+ también podría haber mejorado los rendimientos, reduciendo los costos de fabricación para Samsung al lanzar el Galaxy S24 FE

Kro no menciona mucho sobre X, pero afirma que el Exynos 2400+ será entre un 5 y un 10 por ciento más eficiente energéticamente, y Samsung mejorará el rendimiento de este conjunto de chips. También dice en su publicación que el silicio se comercializará con el nombre ‘Exynos 2400+’ con fines promocionales, pero Samsung también podría realizar esta campaña para ayudar a los consumidores a evitar la confusión entre el Exynos 2400 normal y el próximo. Con este pequeño pero crucial cambio de nombre, los compradores potenciales probablemente crean que están adquiriendo un mejor silicio que alimenta un teléfono inteligente más asequible, lo que lo convierte en una compra instantánea.

La publicación también afirma que los rendimientos del Exynos 2400+ de Samsung también mejorarán. Un mayor rendimiento significa que la fundición coreana puede producir más conjuntos de chips a partir de una sola oblea, lo que reduce el número total de obleas fabricadas y el costo general. Este proceso será absolutamente crítico para el Galaxy S24 FE, ya que este último se posicionará como un teléfono inteligente de «precio-rendimiento» que no lleva el sello de un precio de clase insignia. Al igual que el Exynos 2400 normal, Samsung podría utilizar su ‘Fan-out Wafer Level Packaging’ (FOWLP) para el Exynos 2400+, mejorando la resistencia al calor y aumentando el rendimiento de múltiples núcleos manteniendo las temperaturas bajas.

El Exynos 2400+ es un nuevo AP programado para su uso en el S24 FE, que presenta mejoras en la eficiencia energética y el rendimiento de alrededor del 5% al ​​10%. Se comercializará con el nombre de Exynos 2400+ con fines promocionales.

— kro (@kro_roe) 4 de mayo de 2024

Sin embargo, el Exynos 2400 tuvo un buen desempeño en la serie Galaxy S24 porque Samsung equipó cada uno de sus modelos con una cámara de vapor, por lo que suponiendo que la compañía incorpore el Galaxy S24 FE con la misma solución de enfriamiento, podríamos ver los mismos resultados en el Exynos 2400+. . Desafortunadamente, esta es toda la información que proporcionó el informante, y cuando sepamos más sobre los planes de Samsung, brindaremos actualizaciones oportunas en consecuencia.

Fuente de noticias: kro

Alemania tiene abril de 2023. las últimas centrales nucleares cerradas y quiere eliminar gradualmente la generación de energía a partir de carbón a más tardar en 2038, con el objetivo político del actual gobierno de adelantar la eliminación del carbón. Esta transición energética requiere enormes inversiones. No sólo es necesario ampliar mucho las energías renovables, sino también, por ejemplo, las redes de transmisión.

A publicado el martes “Monitor de Progreso de la Transición Energética” La consultora EY y la Asociación Federal de la Industria de la Energía y el Agua (BDEW) intentan poner precio a esta transición energética. Se trata de una suma orgullosa: según el informe, para ello se necesitan 1.214 mil millones de euros en inversiones hasta 2035, de los cuales 721 mil millones de euros hasta 2030.

donde invertir

Para hacernos una idea de la magnitud: el producto interior bruto alemán, es decir, la producción económica anual total, ascendió el año pasado a unos 4.120 millones de euros.

La mencionada suma de más de 1.200 millones de euros tendría que invertirse hasta 2035 para alcanzar los objetivos políticamente fijados de la transición energética. Estos objetivos incluyen aumentar la proporción de energías renovables (ER) en la generación de electricidad al 80 por ciento para 2030.

Según las estimaciones del estudio, la mayor parte de estas inversiones totales se destina a ampliar la generación de electricidad a partir de energías renovables. Esto requerirá alrededor de 353 mil millones de euros sólo hasta 2030, y un total de 569 mil millones de euros hasta 2035. En segundo lugar se encuentran las inversiones en las redes de transporte y distribución de electricidad y gas, por un importe de 473.000 millones de euros.

Por ejemplo, es necesario ampliar significativamente las conexiones norte-sur porque los parques eólicos en la costa y frente a ella en el norte del país generan mucha energía «verde» en el norte, pero los grandes consumidores industriales se encuentran principalmente en el norte. sur y suroeste.

Donde ocurre la creación de valor

EY y BDEW enfatizan que estas inversiones también contribuirían al crecimiento económico. Podrían «generar un crecimiento significativo y una creación de valor regional», explicó el socio de EY, Metin Fidan. Porque garantizarían un valor añadido bruto significativo para los fabricantes de los bienes de capital necesarios, como turbinas eólicas, paneles solares o sistemas de electrólisis. El estudio supone un valor añadido bruto potencial de unos 52.000 millones de euros al año, lo que corresponde a alrededor del 1,5 por ciento del valor añadido bruto total en Alemania.

Sin embargo, este potencial está lejos de haberse agotado: el estudio estima que el valor añadido bruto realmente generado el año pasado fue de sólo unos 28 mil millones de euros. Esto es al menos significativamente más que en 2022 e incluso así la crisis económica provocada por la guerra en Ucrania y la crisis energética podría ser limitada. «Para aprovechar plenamente el potencial, se requiere un mayor aumento de las inversiones en las áreas de generación de electricidad renovable y expansión de la red», afirmó Kerstin Andreae, presidenta de la junta ejecutiva de BDEW.

El cambio está ganando impulso

Como afirma el monitor de progreso, la transición energética cobró impulso el año pasado. Se han simplificado los procedimientos de planificación y aprobación. La participación de las energías renovables en el consumo total de electricidad aumentó del 40 por ciento en 2021 al 54 por ciento el año pasado. Esto significa que por primera vez superó la marca del 50 por ciento. A esta evolución contribuyeron el cierre de las últimas centrales nucleares, así como la caída del consumo de electricidad debido a la situación económica.

EY y BDEW escriben que 2023 fue sobre todo un año récord para la expansión de la energía fotovoltaica (PV). En total se añadieron instalaciones fotovoltaicas con una potencia de 13,6 gigavatios. lo que corresponde a casi el doble en comparación con el año anterior y está por encima del objetivo. Sin embargo, a partir de 2026 será necesaria una expansión anual de más de 20 gigavatios para alcanzar los objetivos de expansión del gobierno federal.

Según el informe, la expansión de la energía eólica también se aceleró significativamente el año pasado, con un aumento de alrededor de 3,3 gigavatios en tierra y 0,3 gigavatios en el mar. Sin embargo, todavía está por debajo del objetivo y sería necesario acelerarlo enormemente, especialmente en el ámbito del «viento en el mar», para alcanzar los objetivos.

Ley de calefacción de retroceso

En lo que respecta a la transición térmica, es decir, el cambio a la calefacción con energías renovables, los autores señalan un revés: el debate sobre la ley de calefacción en el verano de 2023 generó una incertidumbre considerable y, como resultado, inversiones tempranas en sistemas de calefacción de gas. después de que sus ventas hubieran caído el año anterior. Además, se producirían cuellos de botella debido a la falta de trabajadores cualificados, lo que probablemente provocaría un mayor retraso en la ampliación de las bombas de calor.

El Monitor de la industria eléctrica alemana confirma un “enorme logro”: desde 2006, la duración de las interrupciones del suministro eléctrico se ha reducido aproximadamente a la mitad. Incluso en un contexto de creciente proporción de energías renovables, el alto nivel de seguridad del suministro no sólo se mantiene, sino que se mejora.

Esta es una cuestión importante porque un suministro estable de energía se está volviendo cada vez más difícil con el viento que no siempre sopla y el sol que no siempre brilla. Con una interrupción (media) del suministro de 12,2 minutos por consumidor final, el valor en 2022 estuvo por debajo de la media a largo plazo de 14,7 minutos, señala el monitor. En una comparación internacional, se trata de un valor superior y “un factor de ubicación positivo para Alemania”.

A pesar de todos los avances, la presión para actuar sigue siendo alta para alcanzar los objetivos de aquí a 2030, resume Andreae. Esto requiere capital. Crear incentivos y permitir inversiones será uno de los mayores desafíos de los próximos años. “No podemos depender únicamente de los fondos públicos. Es más importante que nunca atraer capital privado para proyectos de transición energética”.

Puede contactar con el corresponsal comercial de Berlín, René Höltschi, en las plataformas X y LinkedIn consecuencias.

Apple está a solo unos días de organizar su tan esperado evento Let Loose para el iPad Pro. Ahora se cree que el iPad Pro vendrá con «con diferencia, los mejores paneles de tableta OLED del mercado».

El próximo iPad Pro albergará uno de los «mejores paneles de tableta OLED» con mayor eficiencia y mucho más

Apple está programado para organizar su evento iPad Pro el 7 de mayo. Los modelos ‘Pro’ serán lo más destacado de la compañía en el evento, ya que los dispositivos se someterán a un importante rediseño. Se informó que la tableta presentaba un respaldo de vidrio, capacidades MagSafe y posiblemente biseles más delgados. Sin embargo, se prevé que la visualización de los modelos ‘Pro’ sea el mayor cambio que se producirá en la gama. Hasta ahora, Apple sólo ha ofrecido la pantalla OLED en el iPhone y el Apple Watch. Nos alegra que la empresa finalmente esté dando el salto, y que otros modelos también recibirán la tecnología dentro de unos años.

Parece que Apple está trabajando para ofrecer uno de los «mejores paneles de tableta OLED del mercado» como parte de su gran lanzamiento, según Mostrar consultores de cadena de suministro. Informes anteriores han sugerido que el iPad Pro albergará un panel LTPO, que será más eficiente energéticamente en comparación con un panel OLED estándar. La tecnología ProMotion de 120 Hz de la compañía también llegará al próximo iPad Pro, que ofrecerá una frecuencia de actualización variable para mejorar la eficiencia.

La pantalla OLED de Apple en el iPad Pro será única debido a su diseño de pila en tándem y al adelgazamiento del vidrio, lo que hará que los paneles sean más delgados y livianos en comparación con los mini-LED. En última instancia, esto brindará niveles de brillo mejorados, menores posibilidades de problemas de quemado de la pantalla y una mayor duración de la batería debido a la naturaleza de la pantalla que consume poca energía.

Anteriormente se especuló que la pantalla OLED de Apple en el iPad Pro contará con una calidad de imagen inigualable. Queda por ver cómo lo logrará la empresa, ya que las expectativas ya son altas en este sentido. También se espera que la próxima tableta de Apple funcione con el chip M4 en lugar del M3, una decisión inquietante pero bastante posible.

Apple también anunciará el iPad Air de 12,9 pulgadas junto con la versión estándar. Si bien el diseño será idéntico, la compañía se asegurará de que los dispositivos reciban una buena cantidad de actualizaciones. ¿Cuáles son sus expectativas de los modelos ‘Pro’? Háganos saber en los comentarios.

Apple presentó recientemente su serie de chips M3, fabricados con la arquitectura de 3 nm de TSMC para mejorar el rendimiento y la eficiencia. Hoy. TSMC ha anunciado que avanzará en el campo e introducirá chips de 1,6 nm con importantes mejoras en rendimiento y eficiencia. El proveedor ha estado trabajando constantemente en una amplia gama de tecnologías, incluido el proceso «A16», que es el próximo nodo de 1,6 nm del proveedor.

El fabricante de chips de Apple anuncia chips avanzados de 1,6 nm con densidad y rendimiento mejorados

Según el proveedor, el proceso A16 mejora la lógica del chip, haciéndolo más denso con un rendimiento y una eficiencia mejorados. TSMC planea comenzar la producción de los chips de proceso A16 en 2026, que abarcarán los nuevos transistores nanosheet que utilizan láminas horizontales de material semiconductor dispuestas de forma vertical para crear una estructura tridimensional. La tecnología se combinará con una solución única de riel de alimentación en la parte trasera para mejorar el rendimiento y reducir el consumo de energía.

Con los cambios implementados, la tecnología A16 permitirá que los chips ofrezcan hasta un 10 por ciento de ganancia en rendimiento y hasta un 20 por ciento de disminución en el consumo de energía en comparación con el proceso N2P de TSMC. Los beneficios adicionales de la nueva tecnología incluyen un chip más denso para una mayor cantidad de transistores. Aparte de esto, TSMC también está implementando su nueva tecnología System-on-Wafer que permite que coexistan múltiples matrices en una sola oblea. El subproducto de este enfoque es un mayor rendimiento con una mejor asignación espacial.

La actual tecnología SoW del proveedor de chips de Apple ya está en producción, pero utiliza la solución Integrated Fan-Out o InFO, mientras que la versión de chip en oblea entrará en producción en 2027. Si bien ambas tecnologías verán la luz en un futuro próximo, el chip de Apple El proveedor también está preparando chips de 2 nm y 1,4 nm para la empresa. El chip de 2 nm basado en el proceso N2 entrará en producción de prueba a finales de este año y será el primero en ver la luz después del chip M3, potencialmente en 2026. Hasta entonces, la empresa utilizará el proceso de 3 nm. En cuanto a los chips A14 o 1,4 nm, TSMC comenzará la producción en 2027.

Apple es el socio clave de TSMC en la utilización de la última tecnología de chips, como hemos visto en el pasado. Por ejemplo, Apple fue la primera empresa en obtener chips de 3 nm de TSMC para los modelos de iPhone 15 Pro y la nueva serie de chips M3. Potencialmente, Apple será la primera en utilizar las tecnologías A16 y A14 de TSMC en el futuro. Los chips A18 Pro de este año se producirán utilizando el proceso N3E de TSMC, mientras que el iPhone del próximo año contará con los primeros chips con un nodo de 2 nm. Lo mantendremos informado sobre las últimas novedades, así que asegúrese de quedarse.

Se informa que Samsung seguirá con una estrategia de lanzamiento de doble chipset para su próxima serie Galaxy S25, donde algunas regiones ofrecerán el Snapdragon 8 Gen 4, otras venderán las variantes Exynos 2500. El Exynos 2400 brindó una serie de sorpresas ya que la compañía mejoró significativamente su SoC insignia de la generación actual. El próximo año, se espera que Samsung mejore las cosas y se rumorea que aprovechará su proceso de 3 nm de segunda generación para producir en masa el Exynos 2500. Este movimiento podría darle al SoC atributos de eficiencia energética que eclipsan al próximo Snapdragon 8 Gen 4 de Qualcomm.

Es posible diseñar y producir el Exynos 2500 en el proceso de 3 nm de Samsung, suponiendo que la empresa pueda solucionar su problema de rendimiento.

El rumor proviene de PandaFlash on X, quien anteriormente publicó que el Exynos 2500 supera al Snapdragon 8 Gen 3 tanto en la categoría de CPU como de GPU. Este rendimiento podría deberse a que Samsung probó el silicio en su proceso de 3 nm de segunda generación, lo que permite que el nuevo SoC funcione a velocidades de reloj más altas con el mismo nivel de consumo de energía. No nos sorprenderá saber que el Exynos 2500 utiliza el avanzado ‘Fan-out Wafer Level Packaging’ de Samsung, o FOWLP, ya que el Exynos 2400 ha adoptado la misma tecnología.

En pocas palabras, FOWLP aumenta la resistencia al calor y reduce el tamaño del paquete del chipset, lo que le permite funcionar a su máxima capacidad durante períodos más prolongados, lo que en última instancia contribuye a una puntuación multinúcleo más alta. Suponiendo que el rumor se confirme, vencer al Snapdragon 8 Gen 4 no es un paseo por el parque, pero hemos informado que el SoC insignia de Qualcomm está sufriendo problemas de consumo de energía, lo que obliga a los fabricantes de teléfonos a usar enormes baterías de 5500 mAh para compensar este problema.

En este sentido, Samsung puede haber encontrado una oportunidad para reforzar su reputación con la marca Exynos, pero sólo si puede abordar el problema de rendimiento de su proceso de 3 nm de segunda generación. Anteriormente, el brazo de fundición del gigante coreano enfrentaba un pobre rendimiento del 20 por ciento para el nodo de 3 nm, pero ha aumentado significativamente esa cifra a tres veces el número anterior, acercándose al progreso de TSMC pero aún rezagado por un margen considerable. Un rendimiento reducido significa que Samsung tendrá que gastar más para producir cada oblea de 3 nm, lo que aumentará el costo del Exynos 2500.

Afortunadamente, la empresa tiene varios meses para pasar a la fase de producción en masa y, para entonces, si puede aumentar esos rendimientos al 65 por ciento, estará en un rango aceptable. Sin embargo, debemos recordar a los lectores que esto es sólo otro rumor y que toda la información relacionada con el Exynos 2500 debe tratarse con una pizca de sal hasta que veamos algunos puntos de referencia reales.

Fuente de noticias: pandaflash

Recientemente, se ha difundido entre políticos y periodistas de Berlín una nueva narrativa sobre la política energética alemana. Dice: La crisis ha terminado. El ministro federal de Economía, Robert Habeck, del Partido Verde, por ejemplo, dijo en marzo que la crisis se había “superado”. Los precios se han calmado nuevamente después del impacto del ataque ruso a Ucrania y Alemania está “en camino”. El periódico «Spiegel» incluso tituló un artículo en su último número «La leyenda de la electricidad cara».

Ni siquiera las centrales eléctricas de carbón contaminan los balances. En 2023, Alemania habrá quemado tan poco carbón para generar electricidad que como no desde hace más de 60 años. El “invierno del carbón” temido por algunos políticos también fracasó. «La transición energética», concluyeron recientemente los Verdes, «está avanzando con éxito». Cualquiera que escuche esta historia suele asociarla con un llamamiento: ahora Alemania debe mantener el rumbo. Todo lo que tenemos que hacer es seguir construyendo más turbinas eólicas y tejados solares y entonces todo estará bien. Entonces la electricidad será más barata cada año y, en algún momento, se alcanzará la neutralidad climática.

Menos carbón, menos producción industrial

¿Pero es eso realmente cierto? Si miras más de cerca, surgen dudas. El consumo de carbón ya está comenzando. Es cierto que Alemania necesitaba mucho menos carbón en 2023 que en el año de crisis de 2022, pero eso no es una buena noticia. Las principales razones de esto son: según el Ágora Energiewende el Colapso de la producción industrial así como Importaciones de electricidad del exterior. La reducción de emisiones en 2023 “no es en gran medida un éxito de la política climática”, escribe la organización. Esta clasificación falta en la comunicación del Partido Verde.

En comparación internacional, las cosas también pintan mal. Aunque no hubo un “invierno del carbón”, la proporción de CO seguía siendo alta₂-Las fuentes de energía deficientes en el período de calefacción de octubre de 2023 a marzo de 2024 solo representan el 55 por ciento del mix eléctrico en Alemania, tan alto como en la República Checa. El país ha apoyado su transición energética con cientos de miles de millones de euros desde el cambio de milenio.

Ahora bien, se podría considerar que esta evaluación es injusta. En los meses de invierno suele ocurrir que el cielo esté nublado durante días y reina la calma. No es de extrañar que durante estos meses la electricidad alemana esté más contaminada de lo habitual.

La electricidad alemana está sucia

Pero incluso si se tienen en cuenta los meses de verano, las cosas no pintan mucho mejor. Calculado para todo el año 2023, sólo la electricidad checa y polaca era más contaminada que la alemana. A todos los demás países europeos les está yendo mejor, en algunos casos de manera significativa. Y eso en un año en el que Alemania quemó menos carbón del que había quemado en décadas.

Christoph Maurer, asesor del gobierno federal en materia energética, señaló al NZZ que Alemania no tiene las condiciones geográficas ideales para las energías renovables. En comparación con Dinamarca y los Países Bajos, el país tiene “zonas significativamente menos adecuadas”, especialmente para aerogeneradores en el mar.

La narrativa que circula en Berlín tiene otras debilidades. Porque también de No se trata de electricidad y gas baratos.. Especialmente las empresas industriales que necesitan mucha electricidad siguen teniendo un problema. Es importante saber que estas empresas están exentas de muchas de las tarifas que otros consumidores tienen que pagar. Por ejemplo, apenas tienen que pagar tarifas de red. Los operadores de redes los cobran para ampliar las redes eléctricas; Esto es esencial para la transición energética.

Alemania no puede seguir el ritmo de China y Estados Unidos

Por regla general, cuanta más electricidad necesita una empresa, más bajas son las tarifas. En algunos casos, el Estado incluso subsidia adicionalmente la electricidad para amortiguar el aumento de los precios provocado por el comercio de emisiones europeo, por ejemplo en las fundiciones de hierro. Y, sin embargo, todas estas empresas todavía tienen que pagar mucho más por su electricidad que en EE.UU. o China. Esto es un problema porque las empresas alemanas compiten con sus empresas.

El Instituto Económico Alemán (IW) publicó los precios a finales del año pasado. estimado. En consecuencia, las empresas que consumen mucha energía, como los fabricantes de acero en Alemania, pagarán en 2023 alrededor de 7,9 céntimos por kilovatio hora. En EE.UU. fue de unos 5,7 céntimos, en China de 4,1 céntimos. A las empresas que reciben menos apoyo del Estado les va mucho peor. Los fabricantes de automóviles, por ejemplo, tuvieron que pagar 19 centavos por kilovatio hora por su electricidad en 2023, casi tres veces más que en Estados Unidos y aún más del doble que en China.

Las cosas se veían diferentes en 2019. La electricidad cuesta a las empresas que consumen mucha energía aproximadamente lo mismo que en EE.UU. o China. «A más tardar desde la crisis energética», concluye el IW, «los precios de la electricidad industrial para las empresas alemanas ya no son competitivos en comparación con el resto del mundo».

Por eso, algunos economistas consideran engañosa la referencia a que los precios de la electricidad han vuelto a los niveles de antes de la guerra. Stefan Kooths, jefe de desarrollo económico del Instituto para la Economía Mundial de Kiel, explica al NZZ que esta cuestión «no es tan importante» para el sector. Para ellos también son relevantes otras preguntas: “¿Qué tan cara es la energía en comparación internacional? Y: ¿Cómo evolucionarán los precios en el futuro? A partir de estas preguntas, las empresas deciden si quieren traer a Alemania una producción que consuma mucha energía o mantenerla. Ésa es la perspectiva relevante”.

Incluso para las pequeñas y medianas empresas industriales la historia de Berlín no es cierta. Es cierto que estas empresas tendrán que pagar de media por su electricidad en 2024 lo mismo que pagaron en 2020. Así es Asociación Federal de la Industria de la Energía y el Agua, de todas las cosas.

Pero el gobierno federal pagó un alto precio por esta reducción de precios. Ha dejado expirar un instrumento de financiación, el llamado impuesto EEG. Esto financió la expansión de las energías renovables. Este impuesto ahora se paga con miles de millones en contribuciones directas del Fondo para el Clima y la Transformación, un fondo especial creado para la protección del clima. El coste de la electricidad no ha bajado en absoluto. Acaban de ser pospuestos, algunos como Kooths del IfW también dicen: “ocultos”.

La intervención del gobierno no es una solución

Si nos fijamos únicamente en los costes de adquisición, tarifas de red y ventas, el precio medio de la electricidad para la industria casi se duplicó de 2020 a 2024, de 8,48 céntimos a 16,16 céntimos. Para Kooths, la intervención estatal “no es una solución”. Eso podría ayudar en el corto plazo. Pero en algún momento los ciudadanos tendrán que pagar impuestos más altos o el Estado tendrá menos dinero para otros gastos, por ejemplo para renovar las carreteras. «En ambos casos existen desventajas geográficas para las empresas». Un sistema energético caro seguirá siendo caro, de una forma u otra.

Y el economista no tiene dudas de que el modelo alemán cuesta mucho. “Alemania es la única nación industrial importante del mundo que está tratando de centrar su suministro energético exclusivamente en las energías renovables, sin un segundo pilar convencional y resistente como la energía nuclear. Y según lo que sabemos hasta ahora, es probable que resulte muy caro”.

Ahora Habeck y otros dicen: Esto es sólo una instantánea. Los costes disminuirían si Alemania finalmente construyera rápidamente turbinas eólicas y tejados solares. Así lo prometió recientemente el vicecanciller en un artículo invitado en el periódico británico «Economist». El ministerio de Habeck hace referencia periódicamente a los llamados costes de producción de electricidad. Muestran lo caro que es producir un kilovatio hora de electricidad en varias centrales eléctricas. Por ejemplo, se puede comparar el precio de la electricidad procedente de turbinas eólicas con la de las centrales eléctricas alimentadas con carbón.

Las energías renovables sólo parecen baratas

A primera vista, a las energías renovables les está yendo especialmente bien aquí, como se publicó el miércoles. Estudio de la economista Veronika Grimm muestra. En consecuencia, la producción de un kilovatio hora de energía solar en 2021 sólo costará 4,07 céntimos. Además, los módulos solares llevan años siendo más baratos. Si las cosas siguen así, la producción de un kilovatio hora de electricidad solar sólo podría costar 2,59 céntimos en 2040, predice Grimm.

Pero hay un problema con este cálculo. En los costes de producción de electricidad, las turbinas eólicas y los módulos solares sólo se consideran de forma aislada, no los costes totales de un sistema eléctrico renovable. Y hay algunos. Como el sol no siempre brilla y el viento no siempre sopla, «durante muchas horas del año hay escasez de suministro», afirma Grimm. Esto debe cubrirse con la ayuda de baterías y centrales eléctricas de reserva. Actualmente estas centrales funcionan con gas, en el futuro lo harán con hidrógeno. Todo esto genera costes que no están incluidos en los costes de producción de electricidad, como le gusta llamar al ministerio de Habeck.

¿La energía solar pronto será mucho más cara?

Si los tienes en cuenta, el cálculo parece diferente. Según Grimm, en 2021 un kilovatio hora de energía solar costaría más de 6,49 céntimos. El economista supone que estos costes aumentarán hasta 7,68 céntimos en 2040. Entonces la electricidad procedente de módulos solares sería casi tan cara como la de una moderna central eléctrica de gas. Por lo tanto, Grimm llega a una conclusión completamente diferente a la de Habeck: «Al contrario de lo que se esperaba, los costes de la electricidad no bajarán con la expansión de las energías renovables».

Así lo ven también otros economistas e incluso algunos políticos de “Semáforo”. El director general del grupo parlamentario FDP, Torsten Herbst, declara al NZZ: «Hay que asegurar una gran parte de la producción de fuentes de energía renovables, que varían mucho, mediante estructuras dobles». Por este motivo, en el futuro la electricidad «no será más barata, sino más bien más cara».

La expansión de la red para la energía eólica cuesta miles de millones

Las facturas de Grimm ni siquiera incluyen todos los costes. También se añade, por ejemplo, la ampliación de la red. Los operadores de red estiman que costará más de 200 mil millones de euros en 2045. De lo contrario, la expansión de la energía eólica y solar no podrá seguir el ritmo de la red eléctrica. Luego habrá que cerrar las turbinas eólicas en el norte y poner en funcionamiento centrales eléctricas de carbón en el sur, porque las líneas no son suficientes para transportar la electricidad por todo el país. Todo esto es caro porque hay que compensar a los operadores. Es más, es perjudicial para el clima.

¿Qué significa todo esto para Alemania? Según Manuel Frondel, del Instituto Leibniz de Investigaciones Económicas, las industrias podrían deslocalizarse. «Hace mucho tiempo que en Alemania se produce una desindustrialización gradual», afirma. Habrá una “deslocalización parcial de los procesos productivos en el exterior”. Frondel cita como ejemplo la producción de amoníaco de BASF en Ludwigshafen. El economista es considerado un crítico de la transición energética.

Experto aboga por apertura a la tecnología

Pero otros lo ven de manera similar. Kooths, por ejemplo, afirma: “Durante mucho tiempo, Alemania tuvo una muy buena infraestructura, especialistas bien formados y una carga fiscal razonable. Pero estas ventajas están desapareciendo. Y luego las desventajas de una transición energética muy dirigista tienen un impacto completamente diferente”. Si Alemania insiste en esa política energética, debería “dejar ir a las industrias de uso intensivo de energía, porque entonces Alemania simplemente ya no será atractiva para ellas”.

Sin embargo, tiene otra sugerencia. Si se sale con la suya, Alemania debería abordar la transición energética con el instrumento que la haga menos costosa. «Se trata de un control de precios mediante el comercio de emisiones, mientras que al mismo tiempo la tecnología detrás de esto es completamente abierta». Esto podría hacerse, por ejemplo, mediante “centrales eléctricas alimentadas con carbón con emisiones de CO₂-separación». O centrales nucleares.

El futuro viene en una discreta caja blanca. Un enorme camión grúa levanta un contenedor de chapa ondulada y lo coloca con cuidado entre otros contenedores metálicos. Se trata del suministro de un llamado electrolizador para una planta de hidrógeno que se está construyendo en la central hidroeléctrica de Reichenau, propiedad de la empresa eléctrica Axpo. Un electrolizador divide el agua en hidrógeno y oxígeno.

El resto del sistema con suministro de energía, compresor, almacenamiento intermedio y estaciones de atraque para los contenedores de transporte ya está instalado. El electrolizador es el núcleo. El futuro de Axpo comenzará con el hidrógeno verde en la central eléctrica de pasada de Reichenau. Verde significa que la fuente de energía se produce con electricidad procedente de energías renovables como la hidroeléctrica, la solar o la eólica.

Para muchos, el hidrógeno es visto como un componente importante de la transición energética, si no como «Champán de transformación». Suiza necesita mucho más hidrógeno verde si quiere alcanzar la neutralidad climática de aquí a 2050. Algunos incluso ven en esto una oportunidad para que Suiza pueda independizarse del extranjero con su propia producción. Pero muchas cosas todavía son cosa del futuro.

«Reichenau es una instalación pionera. La eficiencia económica no es la prioridad”, afirma Luka Cuderman, estratega del equipo de hidrógeno de Axpo. El electrolizador se entregó a mediados de febrero y se espera que la producción comercial comience antes del otoño. La instalación de Graubünden tiene una potencia instalada de 2,5 megavatios. Esto podría cubrir las necesidades anuales de hidrógeno de unos 50 camiones con pilas de combustible. Sin embargo, aquí hay otro inconveniente: las negociaciones con los compradores aún están en curso y una parte restante de la producción anual prevista aún no se ha vendido.

La oferta busca la demanda.

Hace unos años, la movilidad era el centro de interés de los productores nacionales: el hidrógeno verde debería utilizarse principalmente para camiones, pero también para autobuses, barcos y aviones. El hidrógeno también sirve como base para el amoníaco, el metanol y los combustibles sintéticos. Ahora las esperanzas están inicialmente puestas en las empresas industriales que quieren sustituir el gas natural o el hidrógeno que producen con combustibles fósiles por una variante verde.

El hidrógeno se considera desde hace décadas el material milagroso del futuro. A diferencia de la electricidad, se puede almacenar durante mucho tiempo sin grandes pérdidas y también se puede transportar en forma gaseosa o líquida de forma más económica que la electricidad. Cuando el hidrógeno se convierte en electricidad en una pila de combustible, sólo se emite vapor de agua. Sin embargo, la eficiencia es baja si se quiere generar nuevamente electricidad a partir de hidrógeno.

El principio de la transición energética es sencillo: el hidrógeno verde debería utilizarse en zonas que no puedan electrificarse. Actualmente, la industria utiliza hidrógeno principalmente como materia prima en diversos sectores, como las refinerías y la producción de fertilizantes. El uso de hidrógeno también tiene sentido para el llamado calor de proceso de alta temperatura. De acuerdo con un estudio El 73 por ciento de la demanda energética industrial actual en Suiza es técnicamente electrificable. Pero el resto todavía requiere moléculas.

Sin embargo, la mayor imaginación surge cuando se trata de cómo cubrir el déficit eléctrico en invierno. El exceso de electricidad renovable generada en verano podría almacenarse en forma de hidrógeno y luego utilizarse en invierno. Luego, el hidrógeno se puede utilizar como combustible en centrales eléctricas de ciclo combinado para ayudar a producir electricidad y calor en invierno. Otros dependen de la importación de hidrógeno verde para operar dichas centrales eléctricas de reserva.

Muchas estimaciones suponen que aumentará la demanda de hidrógeno. Sin embargo, el alcance no está claro: el alcance en el que esto debería suceder es enorme. La Asociación Suiza de Empresas Eléctricas (VSE) espera Escenario principal del estudio “Energía Futuro 2050” Esto significa que en 2050 habrá que importar hasta 27 teravatios hora de hidrógeno. El hidrógeno sería entonces el respaldo del sistema energético si la electricidad se produce cada vez más a partir del sol y el viento. Hoy el consumo de electricidad es de 62 teravatios hora.

Los escenarios energéticos del gobierno federal son más cautelosos. La Oficina Federal de Energía quiere presentar una estrategia para el hidrógeno antes de fin de año. En comparación con la UE y países como Alemania, Suiza va a la zaga. Pero también en el extranjero el tema sigue siendo en gran medida una cuestión de futuro. La Oficina Federal ya afirmó en un reglamento interpretativo que el hidrógeno verde se producirá principalmente en el país hasta 2035.

Electricidad excedente antieconómica

El futuro no sólo pasa por la central eléctrica de pasada de Reichenau, sino también en la Hohlstraße de Zúrich. La empresa H2 Energy está ubicada en el quinto piso de una casa discreta en una arteria muy transitada. En medio de las oficinas hay algunas máquinas de fitness que parecen poco utilizadas. Patrick Huber es presidente del consejo de administración de la empresa fundada en 2014 que, junto con sus socios Alpiq y Linde, creó la primera producción comercial de hidrógeno en Suiza.

Huber explica las dificultades de la economía del hidrógeno: “El desafío de este tipo de sistemas es la planificación temprana de la demanda. No basta con producir hidrógeno verde, hay que crear un ecosistema”. En el caso de H2 Energy, esto significa que, además del electrolizador de la central eléctrica de pasada de Gösgen, la empresa también se ha asociado con el fabricante de vehículos Hyundai para poder ofrecer camiones con pila de combustible. H2 Energy también está planificando estaciones de servicio de hidrógeno y asegurando la logística.

A pesar del ecosistema, los nobles planes han sufrido un revés. Hace cinco años, Hyundai todavía esperaba 1.000 camiones de pila de combustible en 2023, actualmente sólo circulan por las carreteras suizas 48 vehículos de este tipo. Una de las razones es que no hay suficiente hidrógeno verde barato, afirma Huber. La guerra en Ucrania y los fallos en las centrales nucleares francesas han provocado subidas de precios en el mercado de la electricidad. Esto arrojó el cálculo anterior por la ventana. Lo que también resulta útil es que los camiones de hidrógeno están exentos del impuesto sobre vehículos pesados ​​relacionado con el rendimiento (LSVA).

Junto con Reichenau, actualmente hay cuatro lugares en Suiza donde se produce hidrógeno. Todo el mundo depende de la energía hidroeléctrica. Esto no es una coincidencia. «A la hora de producir hidrógeno, los precios de la electricidad y los horarios de funcionamiento influyen considerablemente en la rentabilidad», afirma Luka Cuderman de Axpo. Por un lado, se deben aprovechar los días y horas del día con electricidad barata y, por otro lado, se debe aprovechar el sistema de manera óptima para que los costes de inversión valgan la pena. Sin embargo, cuanto más frecuentemente funcione el sistema, menos probable será que aproveche los bajos precios de la electricidad.

Axpo y H2 Energy suponen que un electrolizador debe funcionar al menos entre 4.500 y 6.000 horas de funcionamiento para que sea económicamente viable. Eso sería una utilización anual de más del 50 por ciento. Estas horas de funcionamiento pueden garantizarse en el caso de las centrales hidroeléctricas si no se desea extraer electricidad de la red. De lo contrario, se deberán pagar tarifas de red, lo que supondrá una carga adicional para los costes de producción del hidrógeno.

La industria opina unánimemente que no es rentable utilizar el exceso de electricidad renovable en verano para producir hidrógeno para el intervalo invernal, aparte de la falta de opciones de almacenamiento. Es difícil conseguir las horas de funcionamiento necesarias utilizando únicamente el exceso de electricidad. Emanuel Höhener, del grupo de expertos Carnot-Cournot Network, señala en un estudio otro problema: la superficie de terreno utilizada para producir hidrógeno mediante energía solar y eólica es enorme si Suiza quiere ser autosuficiente.

Conexión con el extranjero

El Consejo Federal tampoco cree que Suiza sea un castillo del hidrógeno. A más tardar a partir de 2035, según la normativa, se deberá importar hidrógeno verde para cubrir la creciente demanda. La materia prima del extranjero sería entonces significativamente más barata. Esto también significa que los productores nacionales serán responsables hasta ese momento. Si los sistemas de electrólisis tienen una vida útil de 20 años, las empresas tienen que hacer cálculos estrictos.

Esto también significa que la producción seguirá realizándose en centrales hidroeléctricas o plantas de incineración de residuos para mantener el ritmo de funcionamiento. Además, se debe satisfacer la demanda, ya sea a través de un socio industrial o de un ecosistema. Axpo está planeando otro sistema para abastecer de hidrógeno a un barco de pasajeros en el lago de Lucerna. Patrick Huber, de H2 Energy, ve potencial para entre 50 y 100 megavatios de capacidad de hidrógeno verde en el actual entorno regulatorio de Suiza. Actualmente hay instalados unos 10 megavatios.

«Suiza debería hacerse famosa gracias a las tecnologías y los ecosistemas, no a la producción», afirma Huber. En Dinamarca, H2 Energy Europe está construyendo una planta de hidrógeno con una capacidad de 1.000 megavatios. En el país escandinavo hay disponibles grandes cantidades de electricidad verde barata. Sin embargo, un oleoducto hasta Alemania es de gran importancia para la viabilidad económica del proyecto.

Del mismo modo, las consideraciones del Consejo Federal sólo funcionarán si Suiza tiene una conexión a la red de hidrógeno prevista por la UE, que se basa en gasoductos para gas natural. Sin embargo, en Suiza existe la preocupación de que se actúe con demasiada lentitud y se esté dejando de lado al país. El mayor activo de Suiza es el gasoducto Transitgas, a través del cual se importa alrededor del 80 por ciento del gas natural que necesita Suiza y que además sirve de conexión entre Alemania, Francia e Italia. El gas de tránsito se puede convertir a largo plazo en un gasoducto de hidrógeno.

Economiesuisse también ve poco potencial para la producción nacional. «Ahora se trata de comprobar la realidad en la política del hidrógeno y de no perder nada», dice Lukas Federer, de la organización coordinadora económica. «Es importante asegurar la infraestructura de red en Suiza, posicionarse a nivel internacional y garantizar los volúmenes de importación con asociaciones en Europa y en países productores potenciales como, por ejemplo, el norte de África». Esto significa que Suiza también está expuesta a fuerzas geopolíticas similares a las de los combustibles fósiles. Por lo tanto, Alemania también está creando una plantilla Diplomáticos del hidrógeno en.

Que la euforia anterior ha dado paso a la desilusión se puede comprobar también en la reunión del sector que lleva el grandioso nombre de Cumbre Suiza del Hidrógeno. En la conferencia que se celebró en el Grand Hotel Dolder, en lo alto de Zúrich, se exploraron posibilidades y se discutieron problemas. Sin embargo, los representantes de la industria rápidamente plantean una demanda en las discusiones: más financiación. Por su parte, Patrick Huber, de H2 Energy, destaca que el desarrollo del ecosistema de camiones en Suiza se logró sin financiación alguna. Sin embargo, cuando se trata de descarbonización, el CO tiene un precio₂ y la apertura a la tecnología es fundamental.