El próximo 28 de abril se cumple un año del apagón que afectó al sistema eléctrico en España y Portugal, un episodio que puso a prueba su capacidad de respuesta en un contexto de cambio acelerado.

Desde entonces, los análisis publicados por ENTSO-e y, más recientemente, por la CNMC (marzo de 2026), han permitido comprender mejor lo ocurrido y, sobre todo, extraer algunas lecciones relevantes.

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El GHG Protocol, marco de referencia utilizado directa o indirectamente por la mayoría de las compañías para calcular sus emisiones, está actualizando su estándar corporativo base, marcos para alcance 2, alcance 3, el nuevo estándar de Sector Terrestre y Eliminaciones, y el futuro marco de Acciones e Instrumentos de Mercado. Para las empresas energéticas e industriales, es importante prepararse pues los sistemas de datos climáticos actuales pueden no ser suficientes para 2027.

En los próximos dos años, muchas empresas descubrirán que su inventario de carbono ya no es suficientemente robusto. No porque hayan cambiado sus emisiones, sino porque están cambiando las reglas para su contabilización.

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Cuando yo era un crío había una serie en televisión que se titulaba “El Equipo A” . Aquellos que peinen canas (o que ya no las peinen) seguro que recordarán la furgoneta negra con una raya roja y los coches volando que la caracterizaban. Esto viene a colación de que uno de los protagonistas, Hannibal, en cada episodio y después de haber derrotado a los malos. siempre decía la frase: “Me encanta que los planes salgan bien”.

En el sector eléctrico llevamos ya un tiempo viviendo tiempos convulsos. Estas alteraciones se dan también en otros ámbitos energéticos (y no energéticos) pero me voy a centrar en este escrito a comentar algún aspecto del devenir de los electrones en nuestro país.

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Mientras el conflicto continuaba en medio de unas negociaciones en Islamabad que han resultado quedar en agua de borrajas, el Comandante en Jefe (sí, Trump) prefirió estar viendo la UFC en Miami. La imagen es dantesca: el Secretario de Estado, Marco Rubio, y el Presidente de los Estados Unidos celebrando golpes en un ring mientras que sus compañeros intentaban, sin éxito y sin ningún tipo de respaldo, evitar una continuidad del conflicto en la región.

Esta contradicción no es un hecho aislado, sino más bien el modus operandi de una administración que ha gestionado la crisis con Irán no como asunto de Estado, sino como una cuestión personal. ¿Puede un país ganar una guerra, ya sea en el terreno bélico o diplomático, teniendo a este señor al mando?

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El año 2023 marcó un punto de inflexión en la política de eficiencia energética en España con la entrada en vigor del Sistema de Certificados de Ahorro Energético (CAE), una herramienta diseñada para dinamizar la inversión en tecnologías limpias y optimizar el cumplimiento de los objetivos nacionales de ahorro. De este modo, los CAEs no solo facilitan la consecución de las metas climáticas europeas, sino que transforman el ahorro energético en un incentivo financiero real para industrias, empresas y particulares, impulsando un mercado de eficiencia más ágil y transparente.

Técnicamente, los esquemas de certificados blancos son sistemas de impuesto-subvención, a través de los cuales los sujetos obligados, que son empresas comercializadoras de gas y electricidad, operadores de productos petrolíferos al por mayor y operadores de gases licuados, deben contribuir al Fondo Nacional de Eficiencia Energética (impuesto), pudiendo evitarlo si adquieren CAEs provenientes de ahorradores de energía, que siguen un proceso de verificación y certificación hasta su venta (subvención). El precio máximo teórico viene fijado por la llamada equivalencia financiera, que se establece anualmente por el Gobierno a través de órdenes ministeriales.

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La electrificación de la economía está acelerándose en toda Europa. Centros de datos, electrificación industrial, movilidad eléctrica o sistemas de almacenamiento energético están incrementando rápidamente la demanda de conexión a las redes eléctricas. Sin embargo, en muchos casos el verdadero cuello de botella ya no es la generación, sino la capacidad de las redes para absorber nuevas cargas.

En este contexto, la disponibilidad de acceso a la red eléctrica se está convirtiendo también en un factor cada vez más relevante para la localización de nuevas inversiones industriales y tecnológicas.

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Últimamente corre por las redes sociales la afirmación de que no existe regulación para la implantación de una planta de biometano en un territorio. El público en general puede llegar a entender que el sector vive tiempos dorados para su implantación en una especie de far west donde todo vale. Y que las administraciones públicas son incapaces de frenar los intereses de las empresas que se implantan con total impunidad en los territorios. Acaban acuñando el término de “zonas de sacrificio”, una especie de terminología sensacionalista con connotaciones ideológicas propias del que vive en la ciudad y va a la llamada España vaciada a pasear, olvidando lo que es vivir alejado muchas veces de un centro de salud, un banco o una cadena de suministro.

Denotan sin duda una atrevida ignorancia de lo que es la realidad normativa del esfuerzo legislativo que en las últimas décadas ha sucedido para ordenar el sector industrial y primario en aspectos relevantes como los residuos, los fertilizantes, los productos SANDACH o las emisiones. Retratan su sesgo porque no es que la regulación no exista, cuando lo que quieren decir es que no les gusta cómo se ha legislado. Y de paso, olvidan la excelencia de los técnicos de la Administración que velan por el cumplimiento de la legalidad vigente que de otro modo, sería ese far west que dicen que impera. Pues mire usted, no; la Administración Pública aprueba o no basándose en reglas que de manera indirecta, todos votamos en los respectivos parlamentos. Así funciona el Estado de Derecho, mal que algunos le pesen.

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Cada vez que suben los precios de la energía, vuelve a aflorar la misma propuesta: gravar los beneficios “extraordinarios” de las empresas energéticas. En esta ocasión, los ministros de economía de España, Alemania, Italia, Austria y Portugal se han puesto de acuerdo para pedir a la Comisión Europea establecer un “gravamen coordinado” sobre los beneficios extraordinarios obtenidos por las empresas energéticas como resultado del incremento en el precio de las energías en el contexto de la guerra de Irán.

En una primera aproximación, lo que los gobiernos de estos países persiguen es devolver a sus respectivos consumidores los beneficios que las empresas energéticas pudieran obtener en situaciones no esperadas de subidas de precios. Por tanto, es una medida que busca sólo la redistribución de rentas confiando en que no va a afectar a las decisiones de las empresas energéticas y que no va a tener consecuencias a corto, medio o largo plazo.

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El pasado 20 de febrero Red Eléctrica publicó por primera vez los mapas de capacidad de acceso de la demanda a la red de transporte, una fotografía que desvela que el 75% de los nudos de la red están aparentemente ya copados, un dato muy similar al que vemos en la red de distribución. Este escenario resulta desalentador para cualquier promotor que aspire a desarrollar un proyecto de baterías en España.

Sin embargo, no hay que confundir congestión legal con congestión física. Según los datos oficiales de Red Eléctrica, el parque de generación español cerró 2025 con 142,5 GW de potencia instalada, mientras que la demanda pico del sistema se mantiene por debajo del máximo histórico de 45 GW (registrado en diciembre de 2007). En otras palabras, la red se ha quedado sin derechos de acceso contractuales, no sin espacio físico. Según la exposición de motivos del RDL 7/2026, aproximadamente el 90% de la capacidad de acceso en distribución ha sido otorgada sin uso efectivo. Esta distinción es fundamental, porque sugiere que el problema no es tanto de infraestructura, sino de diseño regulatorio.

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El Real Decreto-ley 7/2026 invita a una reflexión que trasciende la gestión de la crisis inmediata. El propio preámbulo lo formula con nitidez: «cada retraso en completar la transición energética prolonga la vulnerabilidad de la economía española frente a crisis externas como la actual». España llega al conflicto de Oriente Medio con una dependencia energética exterior que ronda el 67-70% del consumo energético total —muy concentrada en el transporte, la climatización de edificios y determinados procesos industriales—, siendo uno de los países con mayor dependencia dentro de la Unión Europea, y con la conciencia de que, pese al notable avance renovable de los últimos años, la transformación energética está lejos de haber concluido.

Ante esto, hay que destacar que la fiscalidad no es sólo un mecanismo reactivo de alivio coyuntural; sino que es, sobre todo, un instrumento estructural de ingeniería económica al servicio de las necesidades estratégicas del país. Así lo reconoce el propio Real Decreto-ley cuando encuadra las medidas tributarias no como mero abaratamiento de la energía en un momento de crisis, sino como señales de precio destinadas a facilitar decisiones de inversión en electrificación en un contexto de elevada volatilidad en los precios de los combustibles fósiles y a poner en marcha proyectos que permiten reducir el consumo de energía primaria no renovable.

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La movilidad como un servicio (Mobility as a Service, MaaS) es un potente concepto íntimamente ligado al nuevo paradigma de concepto de ciudades y territorios organizados de forma inteligente y sostenible al que aspiran todas las sociedades.

Obviamente, el despliegue de este objetivo requiere una clara estrategia por parte del estamento político dirigente de la sociedad y una planificación coherente y anticipativa por parte de la administración para correlacionar tanto las posiciones y decisiones legislativas como las ejecutivas. Más allá del discurso, el MaaS requiere una arquitectura institucional capaz de ordenar incentivos, inversiones y regulación bajo una visión de largo plazo.

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El almacenamiento con baterías ha dejado de ser una promesa tecnológica para convertirse en un elemento crítico del sistema eléctrico español. Con la integración masiva de renovables, el desafío ya no es instalar más capacidad, sino operarla de forma inteligente en un entorno marcado por volatilidad estructural, precios muy bajos en horas solares, spreads intradiarios crecientes y episodios de curtailment. En este contexto, soluciones como los BESS, la gestión activa de la demanda y la evolución de los mecanismos de mercado se consolidan como herramientas indispensables para aportar verdadera flexibilidad al sistema.

Los sistemas de almacenamiento han alcanzado un nivel de madurez que les permite participar en prácticamente todos los mercados energéticos españoles, desde el mercado diario e intradiario —donde realizan arbitraje— hasta los servicios de ajuste y balance. Esta versatilidad, sin embargo, convive con un marco regulatorio aún en desarrollo y con unas condiciones de mercado que exigen una toma de decisiones cada vez más sofisticada para capturar valor sin comprometer la seguridad operativa de los activos.

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¿Por qué debería aterrarnos que la luz baje de precio?

Es una pregunta que raramente veo plantear, y que alguien debería hacerse cuando el precio del CO2 amaga con una corrección. Los que trabajamos en el sector, especialmente en la financiación de proyectos, sabemos que el sector energético europeo sufre de un Síndrome de Estocolmo permanente, del que se resiste a salir.

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Chile y América Latina han avanzado en la descarbonización, convirtiéndose en polos de energía limpia con grandes desarrollos en solar y eólica. Sin embargo, la intermitencia del sol y el viento limita el progreso. Por eso, los Sistemas de Almacenamiento de Energía mediante Baterías (BESS) son fundamentales para asegurar una transición energética estable.

El caso chileno es hoy un laboratorio para el mundo, pero también una señal de alerta. Mientras el país lidera rankings globales de inversión solar, paradójicamente enfrenta niveles récord de vertimiento. Esto significa que energía limpia, generada a costo marginal cero, se pierde porque las líneas de transmisión están saturadas durante el día y no hay dónde guardarla.

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El bloqueo del Estrecho de Ormuz ha convertido al Mar Rojo, para muchos, en la única ruta segura y fiable para exportar todo el crudo y el gas de Oriente Medio. Sin embargo, ¿estamos realmente ante una alternativa viable o vamos a depositar nuestra confianza nuevamente en una vía susceptible de ataques y guerras?

Para que se hagan una idea, Occidente ya gastó más de 1.000 millones de dólares en intentar proteger la ruta marítima del Mar Rojo sin ninguna efectividad, pues entre 2024 y 2025 los hutíes hundieron hasta cuatro barcos. Mientras el mundo observa con preocupación el cierre del Estrecho de Ormuz —por el cual transita el 20% del petróleo global—, una supuesta y alentadora alternativa se está instalando peligrosamente en los mercados: la idea de que la ruta del Mar Rojo será nuestra salvadora para mitigar futuras crisis de oferta energética. La realidad, sin embargo, es muy diferente. Sustituir el Golfo Pérsico por el Mar Rojo no es una solución viable, es simplemente trasladar el problema de un lugar a otro para quedar a merced del mismo enemigo.

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José Bogas, más conocido en el sector como Pepe Bogas, dejará su cargo como CEO de Endesa el próximo 28 de abril. Y no se me ocurre otra cosa que darte las gracias y la enhorabuena por una carrera profesional ejemplar. Tu hoja de servicios es intachable, y no sólo por eso, sino sobre todo, por cómo lo has hecho.

Muchas veces, en silencio. Otras muchas, sonriendo. Siempre has sido claro y has tenido las cosas claras de hacia dónde debería ir no sólo tu compañía, tu Endesa, sino toda España. Será difícil encontrar a alguien que haya hecho más por la transición energética de este país. Sólo hay que mirar lo que era Endesa hace 20 años y lo que es ahora.

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Desde el apagón del 28 de abril de 2025, el debate sectorial sobre las restricciones técnicas ha adquirido una dimensión distinta: ya no se trata únicamente de un mecanismo operativo imprescindible para garantizar la viabilidad técnica del sistema, sino de un componente de coste con relevancia para consumidores y comercializadoras.

En paralelo, la denominada Operación Reforzada ha intensificado el recurso a tecnologías síncronas y gestionables, elevando la exposición del sistema a sobrecostes fuera del mercado diario a través de un incremento muy significativo de la energía requerida en el mercado de restricciones técnicas, especialmente para aportar control de tensión. En 2026, esta realidad se ha acentuado: el coste de las restricciones técnicas ya supera los 1.000 M€ en lo que va de año, confirmando que el fenómeno ha ganado peso económico respecto a 2025.

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A nadie se le escapa la gravedad de la actual crisis energética global. El conflicto en el Golfo, cuya complejidad trasciende la mera disputa territorial, ha puesto en jaque a los mercados internacionales. Con más del 20% de la producción mundial de crudo transitando por el estrecho de Ormuz, la volatilidad del petróleo y el gas se ha vuelto una constante sistémica.

Europa revive hoy el trauma de la crisis de Ucrania. Aunque los analistas sugieren que el impacto no alcanzará la magnitud de hace cuatro años, las señales son alarmantes: el barril de Brent ha superado los 119 dólares y el gas TTF de referencia escala hasta los 62 €/MWh, espoleado por unas reservas europeas en mínimos críticos (29% de su capacidad).

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En un mercado energético marcado por la volatilidad de precios, la flexibilidad se ha consolidado como un activo estratégico para la industria española. Una de las principales maneras de aprovechar la flexibilidad es el Servicio de Respuesta Activa de la Demanda (SRAD) de Red Eléctrica.

Este servicio permite a los consumidores generar ingresos directos mediante la gestión inteligente de sus cargas eléctricas. Al reducir su demanda cuando el sistema lo requiere, las empresas perciben una retribución económica mientras protegen la seguridad del suministro nacional.

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La transición hacia el nuevo modelo económico ya no es una promesa de futuro, sino un proceso en marcha que está redefiniendo las prioridades industriales, los flujos de inversión y las estrategias geopolíticas. La electrificación del transporte, el despliegue masivo de energías renovables, el almacenamiento energético, el hidrógeno verde o la digitalización avanzada comparten un denominador común que a menudo se pasa por alto: todos ellos dependen de un suministro suficiente y estable de minerales y metales.

Cobre, litio, níquel, cobalto, zinc, estaño o tierras raras no son simples materias primas, sino la base sobre la que se construye la tecnología del momento, sin ellos, la nueva revolución industrial no es posible. Las previsiones del sector apuntan a que la demanda de muchos de estos minerales se multiplicará en la próxima década, mientras que la oferta crece con dificultad, limitada por la escasez de nuevos proyectos y los largos plazos necesarios para desarrollarlos. Esta creciente distancia entre oferta y demanda ya se está reflejando en una incesante escalada de los precios de los metales, una tendencia que previsiblemente continuará sin freno en los próximos años.

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Mientras el conflicto entre Irán, Israel y Estados Unidos ocupa titulares por sus implicaciones militares y estratégicas, un efecto colateral —pero nada menor— empieza a dibujarse en el tablero geopolítico global: la presión indirecta sobre el sistema energético chino.Nadie duda de que el régimen iraní dista mucho de ser un ejemplo democrático.

La represión interna, su apoyo a diversos grupos armados en la región o su obsesiva retórica contra Israel forman parte de un historial bien conocido. Pero la pregunta que conviene hacerse es otra: ¿Por qué ahora? ¿Por qué la escalada actual y no hace seis meses o dentro de un año?

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Washington pone patas arriba a Oriente Medio y, para volver a la normalidad, le pide ayuda a Moscú. Sí, lo sé, parece un chiste. Mientras el crudo roza los 120 dólares y las sanciones occidentales parecen haberse quedado en papel mojado, el lector (y yo) nos preguntamos: ¿cuánto vale la soberanía de Ucrania cuando el precio de la gasolina amenaza las urnas (americanas)?

Hace apenas unos meses, la diplomacia en Washington torturaba a la India con aranceles para obligarla a eliminar el petróleo ruso de su mix energético nacional. Hoy, es la propia Casa Blanca quien firma exenciones de emergencia para que Nueva Delhi compre 30 millones de barriles de Vladímir Putin casi de inmediato. ¿Qué ha cambiado? Un simple cuello de botella de 39 kilómetros llamado Estrecho de Ormuz.

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La Semana Europea de la Prevención de Residuos ha puesto recientemente el foco en uno de los problemas ambientales más acuciantes y, al mismo tiempo, en una de las mayores oportunidades de la economía circular: los residuos de aparatos eléctricos y electrónicos (RAEE). Su crecimiento refleja la aceleración del consumo tecnológico global y la reducción del ciclo de vida de los productos, lo que ha convertido a estos residuos en una fuente creciente de contaminación y desaprovechamiento de recursos en los últimos tiempos.

A nivel europeo, se estima que en 2022 se generaron 10,7 millones de toneladas de RAEE, alrededor de 20 kg por persona, y sólo el 54 % fue recogido y tratado correctamente. En España, según la European Recycling Platform, en 2024 se gestionaron más de 32 000 toneladas de RAEE y 3 800 toneladas de pilas y acumuladores, cifras que continúan en ascenso. La magnitud del desafío es clara, pero también lo es su potencial: cada dispositivo obsoleto contiene materiales críticos que, gestionados de forma adecuada, pueden reincorporarse a la cadena productiva, reduciendo la presión sobre los ecosistemas y la dependencia de materias primas escasas.

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La transición hacia nuevos modelos energéticos se ha convertido en uno de los principales impulsores de la innovación tecnológica a escala global. No se trata únicamente de producir más energía limpia, sino de hacerlo mejor: almacenarla, transportarla y gestionarla con mayor eficiencia.

En este contexto, el último informe sobre el Estado de la Innovación Energéticapublicado por la Agencia Internacional de la Energía (IEA) confirma una tendencia que quienes trabajamos en propiedad industrial observamos desde hace años: las baterías se han convertido en el epicentro del desarrollo tecnológico. Según el análisis de este organismo, alrededor del 40% de las patentes vinculadas a energía están relacionadas con tecnologías de almacenamiento.

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Desde hace varias semanas, distintos medios vienen alertando sobre el deterioro de la situación financiera de algunos fondos de inversión con exposición a activos fotovoltaicos. Los datos de mercado respaldan esa preocupación: desde la última semana de enero, el precio capturado por la generación solar ha caído de niveles próximos a 80 €/MWh hasta alrededor de 15 €/MWh y, ya en febrero, el promedio capturado se ha reducido hasta situarse en el entorno de 2 €/MWh, un nivel excepcionalmente bajo que tensiona de forma significativa los ingresos y la viabilidad económica de determinadas carteras.

La combinación de un mayor aporte de generación eólica y la necesidad de turbinaciónde las centrales hidráulicas (derivada de la gestión de unas reservas hidroeléctricaelevadas), ha incrementado la oferta en el mercado mayorista, presionando a la baja tanto el precio base del pool como el precio capturado por la generación fotovoltaica.

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La aprobación del esperado Real Decreto 88/2026, por el que se aprueba el Reglamento general de suministro, comercialización y agregación de energía eléctrica, marca, por fin, un punto de inflexión en la regulación del suministro eléctrico español. Tras más de dos décadas de una regulación caracterizada por su fragmentación entre el RD 1955/2000, el RD 1435/2002, el RD 1718/2012 y múltiples disposiciones conexas, todas ellas anteriores a la digitalización masiva, a la generalización del mercado libre y al despliegue de contadores inteligentes, la modernización del sector se había convertido en un imperativo técnico, jurídico y económico.

La Ley 24/2013, del Sector Eléctrico, que redefinió el modelo eléctrico tras la liberalización completa, llevaba años reclamando un desarrollo reglamentario coherente con la liberalización, la transición energética, el nuevo reparto de funciones entre agentes y el paso del consumidor pasivo al consumidor activo como sujeto capaz de aportar flexibilidad.

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España está viviendo una de las transformaciones energéticas más intensas de Europa. En apenas una década, hemos pasado de un sistema altamente dependiente de combustibles fósiles a uno donde más del 50% de la electricidad ya proviene de fuentes renovables.

Es un éxito colectivo. Pero también es un punto de inflexión.

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Cada 5 de marzo, el Día de la Eficiencia Energética nos invita a reflexionar sobre una idea que, aunque repetida, sigue siendo profundamente vigente: la energía más sostenible es aquella que no llegamos a consumir. Sin embargo, reducir la eficiencia energética a un mero principio teórico sería un error. Hoy, más que nunca, constituye el primer activo estratégico de la transición energética y un pilar esencial en la gestión de las operaciones energéticas.

En un contexto marcado por la electrificación creciente, la integración masiva de energías renovables y la volatilidad de los mercados, la eficiencia ya no puede entenderse únicamente como una medida de ahorro. Es una herramienta estructural para garantizar competitividad industrial, seguridad de suministro y resiliencia del sistema. En este escenario, además, el conocido trilema energético —sostenibilidad, seguridad y coste— adquiere una nueva dimensión, donde optimizar el uso de la energía se convierte en un elemento clave para equilibrar estos tres factores de forma sostenible en el tiempo.

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El Día Mundial de la Eficiencia Energética nos impulsa a reflexionar sobre nuestro modelo energético en el marco de los ambiciosos objetivos de la Unión Europea, que aspira a alcanzar la neutralidad de carbono en 2050. Este reto global requiere transformar la producción y los patrones de consumo energético en numerosos sectores de la sociedad, estableciendo nuevos procesos y usos para la electricidad y los combustibles limpios.

Europa se encuentra en un momento decisivo donde la transición hacia la sostenibilidad energética ha dejado de ser únicamente una responsabilidad climática para convertirse en una cuestión vital de autonomía estratégica y supervivencia económica. Alcanzar el equilibrio entre la descarbonización, la seguridad de suministro y la competitividad industrial es hoy la máxima prioridad del continente.

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El 20 de enero de 2025, Donald Trump firmó —por segunda vez— la retirada de Estados Unidos del Acuerdo de París. La decisión fue presentada como un acto de soberanía económica y patriotismo industrial. Sin embargo, si se contrastan los datos de inversión, los informes de organismos internacionales y la literatura con solvencia reconocida sobre transiciones energéticas, lo ocurrido se parece mucho menos a una estrategia y mucho más a un acto de autolesión histórica, quizás motivado por la preocupación por la recuperación de las inversiones en activos, así como por las amortizaciones pendientes que condicionan el pago de rendimientos a los accionistas de las grandes compañías. Un tiro en los dos pies.

Según la Agencia Internacional de la Energía, la inversión mundial en energía alcanzará en 2025 los 3,3 billones de dólares, de los cuales 2,2 billones se destinan ya a energías limpias. Es el doble que a los combustibles fósiles. Hace apenas diez años, la relación era la inversa. La solar fotovoltaica —con cerca de 450.000 millones de dólares anuales— supera ya a la inversión en nueva producción petrolera. China invierte casi tanto como Estados Unidos y la Unión Europea juntos. A nivel mundial el capital ya ha cambiado de dirección. La cuestión no es si habrá transición, sino quién quedará dentro de ella y cómo quedará.

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En el actual contexto geopolítico y económico, la energía ha dejado de ser un debate sectorial para convertirse en un factor determinante de competitividad y estabilidad macroeconómica. La volatilidad de los mercados internacionales, la fragmentación de las cadenas de suministro y el aumento de los riesgos climáticos y tecnológicos han puesto a prueba la solidez de los sistemas energéticos europeos. En este escenario, la resiliencia ya no es un concepto teórico: es una condición imprescindible para garantizar crecimiento, inversión y empleo.

La Agencia Internacional de la Energía ha recordado recientemente que la seguridad energética descansa en dos pilares inseparables: por un lado, la suficiencia estructural a largo plazo —infraestructura adecuada y diversificación de fuentes— y, por otro, la capacidad operativa de resistir y recuperarse ante perturbaciones que superan las condiciones normales de planificación. Ambos elementos dependen, de forma directa, de contar con infraestructuras robustas, flexibles y suficientemente dimensionadas.

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El día 20 de febrero y apurando el plazo que le había dado la CNMC, REE publicó el listado de capacidades de demanda por nudo de la red de transporte.

Este es un ejercicio de claridad y trasparencia que se une a las publicaciones que ya llevan haciendo las empresas distribuidoras con sus redes desde septiembre del año pasado.

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La primera ministra italiana, Giorgia Meloni, acaba de anunciar su intención de cambiar el mercado eléctrico italiano mediante una sencilla fórmula: Reembolsar a las centrales de gas el coste de sus derechos de emisión para que, así, no lo imputen en las ofertas y conseguir bajar el precio del mercado. Esta pretensión recuerda a la excepción ibérica presente en España y Portugal durante los años 2022 y 2023, ya que de la misma manera que aquella pretende evitar la imputación de los costes de una sola tecnología a todo el mercado eléctrico. La dialéctica es distinta (Meloni señala a Bruselas con la dialéctica típica de su familia política), el foco también, pero la idea de fondo es coincidente.

Italia es el país de Europa Occidental con los precios mayoristas más altos de electricidad, superando los 100 €/MWh. La causa es un mix eléctrico que en casi un 50% es gas y una interconexión más bien escasa (aunque mayor que la de la península ibérica). Con ese precio de mercado el gobierno italiano razona, con lógica, que las fuentes renovables con costes mucho más bajos están ingresando demasiado por un coste que no les es propio. Un precio de 80 €/t de CO2 aumenta el coste de cada MWh generado con un ciclo combinado eficiente en casi 30 €, por lo que sería lógico pensar una reducción del mercado italiano que podría superar 25 €/MWh en función de los costes de CO2 del momento y el número de horas inframarginales.

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A golpe de “decretazo”, los gobiernos están poniendo trabas al desarrollo energético de nuestro continente. El Mar del Norte, uno de los pocos (por no decir el único) yacimientos que pueden hacer de Europa una región menos dependiente, está siendo vilipendiado en las cortes de algún que otro país. Tal es el caso del Reino Unido, que durante el año 2025 no ha licitado ni una sola licencia de exploración, algo que no ocurría desde el inicio de la explotación de la cuenca en los años 60.

Nada que ver con Noruega, por cierto, que adjudicó 57 nuevas licencias de producción hace escasamente unas semanas. Estas posiciones contrapuestas evidencian la lucha constante de dos visiones totalmente diferentes que, lejos de beneficiar al ciudadano, están provocando que los precios de la energía se disparen y el poder adquisitivo de la gente se desplome.

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La defraudación de la luz, y los enganches ilegales, constituyen hoy en día en España uno de los principales problemas que afronta el sector, en la parte de comercialización y distribución de energía eléctrica en nuestro país.

Aunque no existe una cifra oficial, en este mismo periódico hemos podido leer en los últimos años que Endesa cifraba en algo más de 70.000 el número de casos anuales de defraudación, mientras que Naturgy daba por su parte el número superior a 12.000 casos. A modo estimativo, en total en España la cifra global de todas las compañías distribuidoras puede situarse entre los 150.000 y los 200.000 casos cada año.

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El número de hogares que no pueden calentar adecuadamente sus casas casi se ha duplicado desde 2018. Además, casi la mitad de los hogares con derecho a solicitar el Bono Social Eléctrico no lo solicitan.

Según los datos del “Balance de las actuaciones contra la pobreza energética (2018-24)” con los valores de los indicadores establecidos en la “Estrategia Nacional contra la Pobreza Energética” del periodo 2019-24 (ENPE 2019-24), publicados por el Ministerio para la Transición Ecológica y el Reto Demográfico (MITECO) publicados en septiembre de 2025, el porcentaje de hogares que presenta una “temperatura inadecuada en la vivienda en invierno”, ha pasado del 9,1% en 2018 al 17,6% en 2024.

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Acabamos de presentar la Guía Salarial Adecco Energéticas 2026 en la que adelantamos las previsiones de las remuneraciones medias de este año, por perfiles con alta contratación y por regiones, para las posiciones esenciales más demandadas de este sector, uno de los más potentes de nuestra industria. ¿Cómo afronta el sector energético este año?, ¿qué retos tiene en materia de talento? Os invito a compartir mis reflexiones sobre la situación que atravesamos y los desafíos inmediatos que debe afrontar una industria en auge.

Perfiles especializados y energía limpia, protagonistas del año

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El sector renovable atraviesa una etapa de transformación sin precedentes. En los últimos años, España y Europa han experimentado una fuerte expansión de la energía solar fotovoltaica, consolidándola como una de las principales fuentes de generación limpia. Sin embargo, esta rápida penetración ha venido acompañada en algunos países de una creciente volatilidad de precios y la aparición cada vez más frecuente de precios negativos en el mercado eléctrico.

Entre otros factores, el exceso de oferta fotovoltaica en determinadas horas del día, especialmente durante las de máxima irradiación solar, ha reducido la competitividad de los proyectos puramente solares. A esto se suma la dificultad para cerrar PPAs a largo plazo, en un contexto de incertidumbre donde los precios de la energía cambian de forma imprevisible.

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En los últimos días hemos leído titulares que hablan de colapso de la red eléctrica española, lo que no es en absoluto cierto porque, entre otras cosas, el operador de la red se ha dado un plazo de tres meses para publicar la capacidad de demanda disponible. ¡Y ese plazo acaba de empezar a correr!

Es comprensible que haya debate y que esté se haya tensado: crece la electrificación, llegan proyectos muy intensivos en consumo —centros de datos, industria, electrólisis— y el sistema se está poniendo a prueba a medida que cambia la naturaleza de la demanda y de la generación. Pero seamos rigurosos: el operador del sistema ha dicho que si no se ordenan a tiempo ciertos criterios y procesos, el sistema pueda encontrarse con un bloqueo práctico en algunos puntos de la red.

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El sector eléctrico desempeña un rol decisivo en la transición energética global en un escenario donde la inteligencia artificial (IA) se expande y gana protagonismo.

A la marcada tendencia hacia la electrificación del transporte, los edificios y la automatización industrial se suma el crecimiento acelerado de la IA. Este fenómeno impulsa la construcción y adecuación de centros de datos e incrementa la demanda eléctrica.

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La geopolítica energética no deja nada al azar. El poder y la velocidad de respuesta dominan actualmente el panorama internacional. Mientras Europa sigue “mirándose el ombligo” con el riesgo de quedar a merced de quien sí actúa, en Oriente Medio se está cocinando el nuevo orden energético mundial. Washington está actuando, y no precisamente de forma silenciosa.

A través de negociaciones en despachos y “conquistas” sobre el terreno, el tridente petrolero (Iraq, Venezuela e Irán) está siendo testigo (y víctima) protagonista de la reconfiguración geopolítica bajo una doctrina no vista hasta el momento: expulsar a los rivales, controlar la caja y asfixiar al enemigo final.

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Hace varios años intervine en unas jornadas sobre la aceptación social de las instalaciones de renovables en España, incorporando criterios como la preservación de la biodiversidad, el respeto al paisaje y muchos otros factores, siendo muy importante considerar el territorio y a quienes viven en él. Un joven estudiante de ingeniería tuvo una “idea genial” que quizá le sonaba bien en su cabeza y afirmó: "Si lo rural está despoblándose y envejeciendo a la vez, podríamos esperar a que se mueran sus habitantes y acabe despoblado para poner placas solares por todas partes". Obvias las respuestas que recibió. Se olvidaba de las personas.

En su intervención en Davos, Elon Musk ha superado esta idea y, cual cuñado en la barra del bar, ha visto lo que los demás, que no llegan a su nivel, nunca habían visto, y era tan sencillo: inundar la España y la Sicilia despobladas de instalaciones solares.

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El crecimiento de las energías renovables —especialmente la solar fotovoltaica y la eólica— se ha convertido en el principal indicador del avance de la transición energética. España y buena parte de Europa pueden exhibir cifras óptimas de potencia instalada y de generación eléctrica renovable en su camino marcado para conseguir los objetivos 2050, que afecta a ciertos consumos – el doméstico, por ejemplo – pero deja pendiente ámbitos fundamentales para la descarbonización como el de la movilidad. Sin embargo, este éxito aparente oculta una fragilidad estructural: producir más electricidad verde no equivale, por sí solo, a construir un sistema energético descarbonizado, estable y suficiente.

La intermitencia y fluctuaciones inherentes a la solar y la eólica ha desplazado el debate desde la generación hacia el almacenamiento de la energía y la gestión de las redes. No es un problema menor. Sin capacidad para absorber excedentes y liberarlos cuando la producción cae, el sistema se enfrenta a vertidos, tensiones en la red y a una dependencia creciente de tecnologías de respaldo esencialmente basadas en el uso de fuentes fósiles. Aquí el almacenamiento se convierte en una pieza central, y no solo en forma de baterías.

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La transición energética no avanza en línea recta: orbita. Gira entre decisiones políticas, señales económicas contradictorias y una tecnología —la bomba de calor— que ya está preparada para liderar la descarbonización industrial y urbana, aunque el sistema aún no haya decidido acompañarla. Un recuerdo nostálgico de Salamanca: siete capiteles en un pequeño pórtico con los siete días de la semana representados por su origen mitológico, sirven de excusa para ordenar siete reflexiones incómodas sobre energía, ciudades y poder. No es mitología. Es política energética aplicada.

Lunes – La Luna

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La 56ª Reunión Anual del Foro Económico Mundial, que se celebra estos días en Davos bajo el lema Un espíritu de diálogo, ha vuelto a situar la energía en el centro del debate económico y geopolítico global. En este contexto, el World Economic Forum ha publicado el informe Fuelling the Future: How Business, Finance and Policy can Accelerate the Clean Fuels Market, que lanza un mensaje claro: los combustibles renovables representan una oportunidad estratégica para avanzar en la descarbonización, reforzar la seguridad energética y generar crecimiento económico e industrial.

El informe parte de una realidad: los combustibles líquidos y gaseosos representan hoy el 56% del consumo energético final global y seguirán siendo esenciales en 2050, incluso con una electrificación acelerada. En este escenario, los combustibles sostenibles —biocombustibles, biogases, e-fuels, hidrógeno y sus derivados, así como combustibles de menor intensidad de carbono— se consolidan como una solución imprescindible, para todos los sectores y son además la única solución viable para sectores difíciles de electrificar como la aviación, el transporte pesado o el marítimo. Además, permiten reducir emisiones de forma inmediata aprovechando infraestructuras ya existentes mediante esquemas de mezcla o uso directo.

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En febrero de 2022, la invasión rusa de Ucrania se consumó sin que la UE estuviera plenamente preparada para gestionarla desde el punto de vista de la política energética, desatándose una tormenta perfecta. Las consecuencias de la guerra pronto sacudieron los fundamentos energéticos europeos: en pocos meses perdió a su principal suministrador energético, amenazando además su senda de descarbonización y los consensos alcanzados durante la redacción del Pacto Verde Europeo. Al igual que durante las crisis del petróleo de los años 70, esta crisis ha favorecido una reflexión sobre los elementos fundamentales de la política energética europea en el proceso de alcanzar las cero emisiones netas para 2050. Una tarea del presente que determinará la prosperidad y seguridad de Europa en el futuro.

En 2022, un informe de la Fundación Moeve y la Fundación IE destacaba que el 72% de la juventud española tenía un alto nivel de concienciación medioambiental, y un 50% expresaba su predisposición a participar en la formulación de políticas climáticas. Asimismo, en 2024 se publicó el informe “El futuro es energía” de Demoslab, en el que el 89% de la juventud encuestada consideraba que abordar la transición energética tenía mucha o extraordinaria importancia para luchar contra la emergencia climática. En cuanto a las medidas que debería acometer la Unión Europea al respecto, la fiscalidad verde recibía un apoyo del 56%, seguida de mecanismos regulatorios para favorecer el desarrollo del almacenamiento, con un 49%. Sin embargo, 3 de cada 4 expresaban que la voz de la juventud no se tiene en cuenta en política energética, y que esto debería cambiar.

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La imagen parecía un cuadro renacentista en toda regla. Donald J. Trump, presidiendo una larga mesa en la Casa Blanca, rodeado por 17 CEOs de las petroleras más influyentes del planeta —ExxonMobil, Chevron, ConocoPhillips, entre otras—, repartiendo el petróleo de Venezuela como si de una partida de póker se tratara.

La idea del presidente norteamericano era muy sencilla: tras la captura de Nicolás Maduro y un bloqueo militar sin precedentes, Venezuela está "preparada para hacer negocios", pero bajo una nueva presidencia: la de Estados Unidos. Sin embargo, no es oro todo lo que reluce. Trump se ha topado con la cruda realidad: la situación operativa y financiera de la industria energética.

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La reciente victoria electoral de José Antonio Kast abre un nuevo capítulo para el sector energético en Chile. Tras años de una expansión explosiva de las energías renovables variables, el país se encuentra en una encrucijada: cómo mantener el liderazgo verde sin sacrificar la estabilidad del sistema ni la competitividad de las tarifas. Lo que se espera de este nuevo gobierno no es solo continuidad, sino una reingeniería de la gestión estatal para que el potencial natural se traduzca en desarrollo económico real.

El pilar fundamental de la propuesta de Kast reside en el combate a la "permisología". Chile cuenta con una cartera de proyectos de hidrógeno verde y renovables que suma miles de millones de dólares, pero que hoy tropieza con una burocracia que ralentiza las inversiones. En este sentido, se espera que el nuevo Ejecutivo siga la senda de gobiernos como el de Corea del Sur, donde se ha priorizado la desburocratización para recuperar la soberanía energética. Si la nueva administración logra destrabar estos nudos, Chile tiene la oportunidad única de consolidarse como el hub energético de la región, atrayendo capitales que hoy miran con cautela la estabilidad regulatoria de nuestros vecinos.

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La reciente subasta de energía eólica marina celebrada en Reino Unido no se puede usar como referencia para la futura subasta de offshore en España, pero ha generado titulares y cierto debate en medios, incluida la interpretación que sugiere que los precios adjudicados en UK “ahogan” la posibilidad de desarrollar eólica flotante en nuestro país. Este enfoque merece un análisis más profundo y riguroso: no solo porque simplifica en exceso realidades distintas, sino porque corre el riesgo de trasladar conclusiones erróneas que pueden afectar a la percepción del sector y a los agentes involucrados. Tomar directamente los resultados de una subasta de offshore en el Reino Unido como referencia para el desarrollo de la eólica flotante en España equivale a comparar condiciones muy distintas, dado que existen multitud de condicionantes que afectan al precio de la energía al que se adjudica un proyecto en una subasta.

El entorno regulatorio británico, por un lado, está diseñado para consolidar un mercado maduro con objetivos nacionales muy ambiciosos y mecanismos de competitividad establecidos desde hace años, mientras que en España estamos en una fase de arranque, que requiere señales claras de mercado y una planificación para activar la cadena de valor industrial. Además, los precios resultantes de la subasta británica reflejan contextos operativos y estructuras financieras y de riesgo diferentes, que no pueden trasladarse a España.

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La transición energética sigue representando uno de los reajustes económicos más significativos de nuestro tiempo. El cambio hacia sistemas con menores emisiones de carbono está impulsando transformaciones significativas en la asignación de capital, la regulación, las preferencias de los consumidores y la innovación tecnológica.

Estos cambios ya están teniendo un impacto profundo en los fundamentales de una gran cantidad de compañías en los mercados globales, creando múltiples oportunidades que los gestores activos podrán aprovechar en los próximos años.

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