Vivimos un momento decisivo para la transición energética. Durante los últimos años hemos concentrado buena parte de los esfuerzos en descarbonizar la generación eléctrica, y los resultados son evidentes. Hoy, España dispone de uno de los sistemas eléctricos más limpios de Europa, con cerca de un 76% de su generación libre de emisiones y un 57% procedente de fuentes renovables.

En este contexto, el pasado 22 de julio de 2026 se aprobó el Real Decreto 611/2026, de impulso a la descarbonización del sector del transporte y fomento de los combustibles renovables, una norma que establece por primera vez un marco estable hasta 2040 para acelerar la incorporación de electricidad renovable, hidrógeno renovable, biogás, combustibles sintéticos y otros carburantes sostenibles en el sector del transporte.

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La descarbonización del transporte por carretera se ha convertido en uno de los grandes objetivos de la transición energética europea. Sin embargo, mientras el debate público suele centrarse en los vehículos, existe una pregunta mucho más relevante: ¿dónde está la infraestructura que debe hacer posible esa transformación?

España cuenta con una red viaria de más de 165.000 km de carreteras, gestionada entre comunidades autónomas, el Estado, diputaciones y cabildos. Esta infraestructura da servicio a 12.685 estaciones de servicio operativas, según datos de la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia (CNMC), que expenden cerca de 29 millones de toneladas de combustible al año —el gasóleo supone más del 76%—. En conjunto, equivalen a unos 32.000 millones de litros de carburante, con un valor energético cercano a los 320 TWh.

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Mientras escribo estas líneas, el precio del petróleo vuelve a moverse al compás de cada sobresalto en el estrecho de Ormuz, uno de los grandes cuellos de botella energéticos del planeta, por donde pasa en torno a una quinta parte del petróleo y del gas natural licuado del mundo. En lo que va de año, el Brent ha viajado de unos 70 dólares a rozar los 120 y desplomarse otra vez, y cada ataque a un petrolero acaba, semanas después, en la factura de la luz y del gasóleo de los hogares y las fábricas españolas. No es un fenómeno nuevo: es el mismo mecanismo que disparó los precios tras la invasión rusa de Ucrania. Europa importa su vulnerabilidad.

Conviene decirlo sin rodeos: es una pena que haya tenido que estallar una crisis de este calibre para que la UE recuerde algo que ya sabíamos, y que Europa solo se tome en serio la necesidad imperiosa de electrificarse y ganar independencia energética cuando salta un conflicto que amenaza su suministro (primero Ucrania, ahora Ormuz). La independencia basada en energía limpia, propia y asequible no es una consigna ecologista: es, sencillamente, una cuestión de soberanía.

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El mercado español del aire acondicionado llegó al verano de 2026 tras una primavera y un mes de junio excepcionalmente cálidos. Este artículo no pretende cuantificar el mercado, sino destacar los factores que ya están impulsando la demanda de refrigeración: calor persistente, un elevado número de hogares que todavía carecen de refrigeración y una presión creciente para mantener los edificios seguros y utilizables durante episodios de temperaturas extremas.

El calor, en el centro

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El Real Decreto-ley 7/2026 se presentó por el Gobierno como un plan integral de respuesta a la crisis en Oriente Medio; sin embargo, tras una lectura pausada del mismo, se puede concluir que introduce un rediseño del modelo de acceso y conexión a la red.  Y ello, por varias razones.

Con su entrada en vigor se desplaza el criterio sobre el que se asentaba el régimen de acceso y conexión, basado desde su liberalización en la prelación temporal. Ahora, al igual que sucede con el silencio administrativo de carácter estimatorio o positivo, la regla queda desdibujada por la proliferación de excepciones aplicables.

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14 de agosto. Viernes, con alevosía y nocturnidad, en este caso 'agosticidad', el Gobierno publica en el BOE, a ver si no se entera mucho la gente, sobre todo su electorado de izquierdas, que aprueba la prórroga de la central nuclear de Almaraz hasta 2030.

Dice el refranero español que para este viaje no hacían falta tantas alforjas. La verdad es que se lo podían haber ahorrado, pero mejor anunciarlo en agosto un viernes a la chita callando. Cosas de la política. El Gobierno ha tenido que doblegar a la realidad absoluta y esta decisión desnuda su política energética basada en la ideología para llevar a cabo el cierre nuclear tan deseado y que definitivamente no se va a llevar a cabo.

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FEGECA se ha consolidado como un agente técnico y estratégico dentro del sector. Mi principal objetivo como presidente es reforzar ese papel y lograr que el sector de la calefacción y agua caliente sanitaria sea un protagonista activo en el diseño y ejecución de la transición energética.

Para ello, nos enfocaremos en trabajar para aumentar nuestra presencia institucional y nuestra capacidad de influencia, defender un modelo multitecnológico basado en la diversidad tecnológica y neutralidad, apoyar la transformación e innovación de las empresas, mejorar la visibilidad y el posicionamiento del sector, estrechar la colaboración con instaladores y distribuidores e impulsar la formación y la captación de talento, aspectos esenciales para afrontar los retos presentes y futuros de nuestra industria.

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En sus previsiones de julio, la Oficina Nacional de Administración Oceánica y Atmosférica de EE. UU. (NOAA) estima en un 97% el riesgo de que se produzca una versión potente de El Niño que lo situaría entre los episodios más intensos jamás registrados. Este fenómeno natural, que se produce entre cada dos y siete años, altera los regímenes de precipitaciones, eleva la temperatura mundial y, según las regiones, aumenta las inundaciones, las sequías y las olas de calor. Los climatólogos alertan: en un contexto climático ya de por sí más cálido, sus efectos sobre la economía y las sociedades se verán amplificados.

Los productos alimentarios ya sufren presiones

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El sistema eléctrico está evolucionando, sus modelos de protección no lo están haciendo al mismo ritmo. Esa es, probablemente, una de las oportunidades menos visibles —y más relevantes— del sistema actual. La creciente penetración de generación renovable, la proliferación de la electrónica de potencia y la interdependencia de redes de transporte y distribución han convertido la operación del sistema en un ejercicio cada vez más dinámico y exigente, muy alejado del contexto en el que se definieron los esquemas de protección que aún hoy siguen en servicio.

Esta complejidad no es transitoria ni puntual, es estructural. Y, como tal obliga a replantear las herramientas que garantizan la seguridad y la estabilidad de la red.

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Cuando hablamos de la huella energética de la inteligencia artificial, la pregunta suele plantearse de forma sencilla: ¿cuánta electricidad consume la IA? Sin embargo, esa es solo una parte del debate. El verdadero reto no es el volumen total de energía que demandará, sino cómo, dónde y con qué intensidad se concentrará esa demanda. Ahí es donde deja de ser una cuestión tecnológica para convertirse en un problema estructural del sistema eléctrico.

Las previsiones globales ya apuntan a un cambio de escala. La Agencia Internacional de la Energía estima que el consumo eléctrico de los centros de datos podría más que duplicarse de aquí a 2030, impulsado en gran parte por la IA. Pero más allá de los teravatios hora anuales, lo que realmente tensiona el sistema es la densidad de potencia: los nuevos racks de IA multiplican la potencia por unidad de espacio frente a los centros de datos tradicionales, exigiendo conexiones eléctricas mucho más robustas y sistemas de refrigeración cada vez más complejos. Además, esta demanda no se distribuye de forma homogénea, sino que se concentra en puntos muy concretos del territorio, generando auténticos “puntos calientes” en la red.

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El mercado minorista de la electricidad ocupa desde hace semanas un lugar destacado en la información económica. Que un servicio esencial suscite atención pública es legítimo y saludable, y el sector debe recibir ese escrutinio sin incomodidad alguna.

Desde ACENEL —asociación que representa a más de cincuenta comercializadoras independientes de electricidad— consideramos necesario aportar algunas precisiones. Empecemos por un dato que rara vez acompaña a los titulares: las comercializadoras que ejercen hoy de manera efectiva su actividad en España son en torno a cuatrocientas cincuenta, y la práctica totalidad de ellas cumple con rigor sus obligaciones.

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Aunque la potencia en funcionamiento de sistemas BESS en España es todavía residual, los volúmenes de proyectos en tramitación y de permisos de acceso y conexión otorgados superan ya ampliamente las previsiones del PNIEC. La propia Subdirección General de Energía Eléctrica del MITECO sitúa al almacenamiento en una posición comparable a la que ocupaban las energías renovables en 2020-2021: poca potencia en operación, pero un pipeline masivo que anticipa un despliegue acelerado.

Para recorrer ese camino, el almacenamiento necesita encajar dos piezas esenciales: el mecanismo de capacidad y los tolling agreements. El primero es un incentivo regulatorio; el segundo, una solución contractual privada. Ambos comparten un mismo objetivo: dotar al proyecto BESS de flujos de ingresos suficientemente predecibles para que los financiadores respalden la inversión, y ambos están llamados a convivir en el revenue stack de cada proyecto: el apilamiento de fuentes de ingresos contratados, regulados y merchant sobre el que se construye la bancabilidad del activo.

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La Unión Europea quiere que el mercado del carbono deje de ser solamente un mecanismo preceptivo y se convierta en un instrumento de competitividad. Este cambio de enfoque obliga a las empresas afectadas a reconsiderar cómo gestionan su exposición al ETS.

La reforma parte de una realidad difícil de ignorar: las reducciones de emisiones pendientes se concentran en los sectores más difíciles de descarbonizar —acero, cemento, aviación, transporte marítimo e industria química—. En respuesta, la Comisión apuesta por un ETS que concede más tiempo, más financiación y más flexibilidad. La razón es sencilla: en estos sectores las alternativas tecnológicas existen, pero requieren plazos largos y volúmenes de inversión que no se improvisan. El objetivo es aliviar la presión a corto plazo sin abandonar la ambición climática inicial.

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Durante más de un siglo, la industria eléctrica se construyó sobre una premisa aparentemente inamovible: la electricidad debía producirse en el mismo instante en que era consumida. A diferencia del agua, el gas o los combustibles líquidos, la energía eléctrica no podía almacenarse de forma masiva y económicamente viable.

Esta limitación condicionó el diseño de centrales eléctricas, redes de transmisión y sistemas de distribución durante generaciones. La prioridad consistía en mantener un equilibrio permanente entre oferta y demanda, ajustando la producción en tiempo real para responder a las necesidades de los consumidores.

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Tanto el proceso de Planificación como la metodología que conduce a la elaboración de propuestas de desarrollo de la red de transporte requiere de una profunda revisión. El proceso actual es lento y rígido. La metodología ignora la incertidumbre sobre la evolución de los escenarios a los que el diseño de la red debe dar respuesta y propone soluciones que tienen un tiempo de maduración aparentemente incompatible con el ritmo actual de transformación del sistema eléctrico.

Por otra parte, una operación del sistema esencialmente manual y con actuaciones predominantemente preventivas corre el riesgo no poder dar las respuestas adecuadas al cambio que está experimentando el sistema eléctrico como consecuencia del desplazamiento de la generación síncrona por aquella que se conecta a través de electrónica de potencia.

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Cada vez que sube el precio del combustible, el coste de la movilidad vuelve a ponerse encima de la mesa. Pero la pobreza de transporte - un concepto cada vez más presente en el debate público y que hace referencia a la falta de opciones de movilidad eficientes para acceder a servicios y actividades esenciales - no se explica sólo por los costes económicos directos como la gasolina, también tiene que ver con la falta de alternativas reales, su baja frecuencia o la dependencia del coche privado.

Así lo reflejan los ‘Indicadores territoriales representativos de la situación de pobreza de transporte en España’ publicados recientemente por el Ministerio de Transportes y Movilidad Sostenible. En muchos territorios, no falta necesariamente una parada o una ruta más de transporte regular; el reto es reforzar estos servicios con alternativas complementarias que permitan cubrir de forma eficiente una demanda de movilidad diversa y flexible y que, en alguno de los casos, es inviable atender con servicios regulares. Por eso, hablar de movilidad implica preguntarse no sólo cuánto cuesta moverse, sino qué opciones reales tiene una persona para llegar a su destino.

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La electrificación de la industria es hoy una de las decisiones con mayor incidencia en la resiliencia económica y la independencia energética de un país. Si quedaba alguna duda sobre su importancia, estas han desaparecido tras el impacto que ha experimentado la sociedad y las empresas españolas por la incertidumbre geopolítica y la dependencia de materias primas de terceros países por la guerra de Oriente Medio.

Para completarla, queda aún mucho camino por recorrer. A pesar del liderazgo de España en potencia renovable instalada, la electrificación no llega al consumo. A enero de 2025, en España se consumía menos electricidad que a enero de 2005, 20 años antes. El consumo final de electricidad lleva una década estancado por debajo del 30%, frente al consumo basado en gas o carbón, que representa casi dos tercios del total.

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El mercado asegurador global de las energías renovables atraviesa un punto de inflexión. Tras años de ajuste de precios al alza y condiciones más restrictivas, el sector ha entrado en una fase de amplia capacidad, competencia creciente y bajadas sostenidas de primas. Es, en términos técnicos, un soft market. Pero sería un error leer esta coyuntura únicamente como una oportunidad de ahorrar en el coste del seguro. Bajo la superficie, las reglas del juego están cambiando de forma más profunda.

Un mercado con viento a favor… por ahora

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El Real Decreto-ley 7/2026, de 20 de marzo, por el que se aprueba el Plan Integral de Respuesta a la Crisis en Oriente Medio (“RDL 7/2026”) introdujo la figura de los denominados proyectos de excelencia social y territorial, entendidos como aquellos que acreditan un elevado nivel de implicación social, impacto socioeconómico positivo y excelencia ambiental en su diseño. Está planteado como un reconocimiento de carácter voluntario, accesible tanto a proyectos de generación eléctrica a partir de fuentes renovables como a instalaciones de almacenamiento e infraestructuras de transporte y distribución de energía eléctrica. El diseño es el de un sello de calidad: el promotor no está obligado a solicitarlo, pero hacerlo puede reportarle ventajas tangibles en un sistema regulatorio cada vez más congestionado. La acreditación del estándar podrá servir en tres ámbitos clave: la tramitación como proyecto energético preferente a efectos del artículo 21 del propio RDL 7/2026, los procedimientos de concesión de permisos de acceso y conexión a las redes de transporte y distribución y los concursos del régimen económico regulado para instalaciones de producción renovable.

Para ello, será el Ministerio para la Transición Ecológica y el Reto Demográfico (“MITERD”) el que regule más pormenorizadamente, a través de orden ministerial, este reconocimiento para proyectos energéticos y los criterios para obtenerlo, basándose en los criterios mínimos fijados en el artículo 20 del RDL 7/2026 y que se articulan en cuatro ejes principales.

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El hidrógeno, los biocombustibles o los combustibles sintéticos emergen como solución clave para sectores donde la electrificación no es suficiente. Por tanto, las moléculas se han convertido en una prioridad industrial y energética en Europa. Recientes informes ratifican que estas tecnologías podrían cubrir hasta un 33% del mix energético en 2050, sustituir hasta el 4050% de los combustibles fósiles y reducir significativamente las emisiones, con un impacto económico positivo y un coste asumible para consumidores e industria. Sin embargo, a medida que los proyectos avanzan desde la fase conceptual hacia el despliegue real, emerge una cuestión clave que trasciende la capacidad de generación: su viabilidad económica y operativa en entornos industriales exigentes.

Con este nuevo escenario, ¿cómo producir hidrógeno verde?, por ejemplo. El verdadero reto está en hacerlo de forma eficiente, estable y escalable. Es decir, en garantizar que las plantas puedan operar de manera continua, optimizando recursos, minimizando pérdidas y manteniendo la calidad del producto final.

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Hay un dato que resume mejor que ningún otro la evolución que está experimentando el autoconsumo en España: el 61% de las nuevas instalaciones residenciales realizadas en 2025 incorporaron sistemas de almacenamiento energético. Según UNEF, además, la instalación de baterías para autoconsumo creció un 65% respecto al año anterior, alcanzando los 540 MWh de nueva capacidad instalada.

Puede parecer un indicador más de la transición energética. Sin embargo, es mucho más que eso. Estamos ante una señal clara de que el mercado ha entrado en una etapa de mayor madurez.

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Durante años, el debate energético se ha centrado en la necesidad de reducir la dependencia energética. Era un enfoque lógico en un contexto marcado por la volatilidad de precios y la seguridad de suministro. Famosas eran las frases en el sector como “el kW más eficiente es el que no se consume” o neologismos como “negawatio”. Hoy, el foco ha cambiado.

España ha demostrado contar con una excelente capacidad para acelerar la transición energética desde el lado de la generación. En 2025, más del 55% del mix eléctrico ha sido renovable, una cifra que sigue creciendo año tras año. Pero este avance ha puesto de manifiesto una realidad menos visible: la transición energética no se juega únicamente en la generación, sino también en la red.

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Durante años, la conversación sobre la descarbonización del transporte marítimo parecía centrarse en el futuro. En nuevas tecnologías, combustibles alternativos o compromisos climáticos a largo plazo. Sin embargo, ese futuro ha dejado de ser una hipótesis lejana. Europa ya ha fijado fechas concretas y objetivos obligatorios para transformar la actividad portuaria, y la cuestión ahora no es qué hay que hacer, sino si llegaremos a tiempo para hacerlo.

A partir de 2030, determinados buques deberán conectarse obligatoriamente a sistemas OPS (Onshore Power Supply) durante su estancia en puerto. Esto significa que ferris, cruceros y portacontenedores tendrán que apagar sus motores auxiliares y alimentarse eléctricamente desde tierra para reducir emisiones, ruido e impacto ambiental en los entornos portuarios, siempre y cuando, no opten por combustibles alternativos u otro tipo de solución que evite las emisiones de CO2. Sobre el papel, la medida parece sencilla. En la práctica, supone una de las mayores transformaciones técnicas y operativas que afrontarán los puertos europeos en las próximas décadas.

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La aprobación del mercado de capacidad para España por parte de Bruselas no debe interpretarse únicamente como una nueva fuente de ingresos para determinados activos eléctricos. Sería una lectura demasiado limitada. Su verdadero alcance está en que introduce una idea de fondo: en un sistema con una presencia creciente de renovables, almacenamiento y demanda flexible, la seguridad de suministro ya no puede depender solo de la potencia instalada, sino de la capacidad real de los recursos para responder cuando el sistema lo requiere.

Durante la última década, España ha avanzado de forma muy notable en el despliegue de generación renovable. Ese esfuerzo ha sido imprescindible y debe continuar. Sin embargo, la madurez del sistema eléctrico nos obliga ahora a formular una pregunta distinta. Ya no basta con saber cuánta energía limpia podemos producir en condiciones favorables, sino cómo organizamos todos los recursos disponibles para cubrir los momentos de mayor tensión, gestionar desvíos, reducir vertidos, responder a incidencias y sostener la calidad del suministro.

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Pregunten hoy a cualquier responsable industrial si firmaría un precio de gas de 40 €/MWh para el invierno que viene. La respuesta es sencilla: nadie lo dejaría escapar.

Ahora, pregúntenle si habría firmado ese mismo precio en enero, antes de que estallara la última crisis en Oriente Medio. La respuesta ya no resulta tan evidente.

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Empecemos por lo bueno, porque lo hay. Del cotejo nodo a nodo de las publicaciones de capacidad de acceso de la demanda del 20 de febrero y del 1 de junio se desprende que el valor de referencia en la frontera transporte-distribución ha empezado a moverse: 70 nudos que figuraban sin acuerdo lo tienen ahora —algunos de envergadura, como Romica 400 o La Plana 400, por encima de los 550 MW—, con 12.263 MW asignados en total, y el conjunto de nudos con valor de referencia ha pasado de 235 a 303.

La obligación de publicación mensual y la exigencia de la CNMC de explicar cada desacuerdo han empujado a REE y a las distribuidoras a cerrar acuerdos que antes no se cerraban. El bloqueo, como se sospechaba, era de acuerdo, no de cálculo.

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La transformación del sistema energético está impulsando una evolución acelerada de las redes de distribución eléctrica hacia modelos más inteligentes, digitales y descentralizados. El crecimiento de la generación distribuida, la electrificación de la demanda y la incorporación de nuevos vectores energéticos han redefinido la manera en que se gestionan y operan las infraestructuras eléctricas.

En este nuevo escenario, la seguridad y la ciberseguridad adquieren una dimensión estratégica. La evolución del sistema energético requiere redes cada vez más resilientes, flexibles y preparadas para operar en entornos altamente digitalizados e interconectados.

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La última subasta para la extracción de crudo en Alaska busca consolidar el dominio energético de Estados Unidos, pero se ha topado con una cruda realidad comercial y financiera. Mientras el deshielo se acelera, la industria petrolera da la espalda a una de las últimas reservas vírgenes de petróleo y gas del planeta. ¿Merece la pena explotar los recursos que parece haber bajo tierra a pesar del daño medioambiental irreparable que causaría el comienzo de las operaciones en la región?

Si le ofrecieran el derecho exclusivo a explotar una vasta reserva natural por menos de lo que cuesta un apartamento de lujo en Manhattan, ¿lo rechazaría? Yo, no. Sin embargo, al parecer el sector energético piensa lo contrario. En un momento en el que Estados Unidos ya produce volúmenes récord de crudo, la administración Trump ha intentado subastar los derechos de perforación en el Refugio Nacional de Vida Silvestre del Ártico (ANWR). Algo más de 278 mil hectáreas. Lejos de desatar el ferviente deseo de formar parte de la licitación, el resultado ha sido un estrepitoso fracaso que pone en evidencia la desconexión entre la palabrería política a la que nos tiene acostumbrados Washington y la realidad del mercado energético.

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La nueva competitividad del solar europeo ya no se mide solo en coste. Durante años, la ecuación parecía sencilla: fabricar más lejos significaba fabricar más barato. En el solar utility-scale europeo, esa lógica empieza a evolucionar.

Los grandes polos industriales globales, especialmente en Asia, han sido determinantes para el crecimiento del sector solar y seguirán teniendo un papel esencial. Sin embargo, el contexto energético, regulatorio y geopolítico está redefiniendo qué significa realmente ser competitivo. Europa está redefiniendo qué significa ser competitivo en el solar utility-scale.

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La transición energética suele representarse con paneles solares, aerogeneradores o coches eléctricos. Pero la realidad es más compleja. El transporte supone el 40% del consumo de energía en España y el 30% de las emisiones de gases de efecto invernadero. Descarbonizarlo no es solo cambiar motores: exige transformar infraestructuras, redes eléctricas y modelos industriales.

El debate suele centrarse en el coche eléctrico, su autonomía o las dificultades de la industria europea. Pero las preguntas de fondo son otras: ¿cuánta energía es necesaria para mover personas y mercancías? ¿Existe una estrategia coherente que integre energía, movilidad, industria y territorio?

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La aprobación por parte de la Comisión Europea del mecanismo de capacidad español llega en un momento especialmente relevante para el almacenamiento energético en España. El esquema, dotado con 9.000 millones de euros, reconoce el papel de los recursos capaces de aportar firmeza, flexibilidad y disponibilidad cuando el sistema lo necesita. Para las baterías, supone un cambio importante. Su valor ya no puede medirse solo por la diferencia entre las horas baratas y las horas caras del mercado, sino por su capacidad para aportar flexibilidad, mejorar la integración renovable y contribuir a la seguridad de suministro.

El despliegue del almacenamiento en España ha ganado ritmo en el último año. En junio de 2025, la potencia instalada de baterías apenas alcanzaba los 38,2 MW, mientras que un año después se sitúa ya en torno a los 222 MW de BESS. De esta capacidad, 205,7 MW corresponden a baterías hibridadas con instalaciones renovables, lo que refleja el peso que está adquiriendo este modelo en el desarrollo del almacenamiento, según datos de REE. Si se mantiene esta evolución, España podría cerrar 2026 con una potencia instalada de entre 400 y 600 MW.

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Cuando llegó el momento de decidir qué quería estudiar, tuve pocas dudas. Desde pequeña me sentía mucho más cómoda entre números que entre letras. Las matemáticas, el dibujo técnico o la informática despertaban mi curiosidad de una forma natural. Me gustaba entender cómo funcionaban las cosas, resolver problemas y encontrar respuestas. Por eso, cuando tuve que elegir una carrera universitaria, sabía que tenía que ser una disciplina STEM y me decanté por Ingeniería Electrónica y Automática Industrial.

No fue un camino especialmente sencillo. Como muchas mujeres que han desarrollado su carrera en ámbitos científicos o tecnológicos, pronto descubrí que la presencia femenina era minoritaria. Lo era en las aulas y también lo era después en el entorno profesional. Sin embargo, nunca encontré una razón objetiva que justificara esa diferencia. El talento, la capacidad de aprendizaje o la habilidad para resolver problemas nunca han entendido de género.

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El Ministerio para la Transición Ecológica y el Reto Demográfico (MITECO) ha sometido a audiencia la tercera propuesta de modificación de aspectos puntuales del Plan de Desarrollo de la Red de Transporte de Energía Eléctrica 2021–2026, con un plazo de alegaciones abierto del 22 de mayo al 11 de junio de 2026. La iniciativa se inserta en el plan de red aprobado por Acuerdo del Consejo de Ministros de 22 de marzo de 2022, que ya había sido objeto de dos modificaciones puntuales anteriores, en abril de 2024 y julio de 2025.

La propuesta encuentra fundamento en el artículo 4.5 de la Ley 24/2013, del Sector Eléctrico, que permite introducir modificaciones puntuales en la planificación vigente en determinados supuestos excepcionales, a propuesta del operador del sistema y gestor de la red de transporte.

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Vivimos un momento clave. La emergencia climática y la crisis energética ya tienen impactos reales, especialmente en Europa y, en particular, en la región mediterránea. A todo ello se suma una alta dependencia del petróleo y del gas natural, que nos hace vulnerables tanto desde el punto de vista económico como geopolítico.

Ante este escenario, existe un amplio consenso: la transición energética es inevitable, y la electrificación de la economía debe ser su pilar fundamental. Sin embargo, no todos los sectores pueden electrificarse fácilmente: algunos procesos industriales de alta temperatura, así como el transporte marítimo, aéreo o terrestre de larga distancia, requieren alternativas complementarias.

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Pared

Hace más de 2.400 años, Platón imaginó una caverna habitada por hombres con el cuello y las piernas encadenados desde su nacimiento. No podían girar la cabeza, ni moverse de su sitio. Su mundo quedaba reducido a la pared de piedra que tenían enfrente. A sus espaldas, fuera de su campo visual, ardía un fuego. Entre el fuego y ellos, otros hombres transportaban figuras y objetos, que proyectaban sus sombras sobre la pared debido a la luz de las llamas.

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Llevamos varios decenios incidiendo en la piedra filosofal de que las energías renovables son un vehículo indispensable para reducir emisiones y combatir el cambio climático. No hay dudas científicas de que este teorema está cargado de lógica. Pero limitar el debate energético a esa dimensión sería ignorar una de las transformaciones económicas más importantes que está viviendo Europa. Porque la energía y, más en concreto, su seguridad de producción, suministro y distribución, se ha convertido en un factor estratégico de competitividad en tiempos de convulsion geopolítica, cambios en el orden mundial y volatilidad en los mercados.

Las decisiones industriales que marcarán las próximas décadas ya no dependen únicamente de la fiscalidad, las infraestructuras o la disponibilidad de talento. En el último bienio, cada vez más empresas hemos incorporado un dilemma decisivo en nuestros planes de inversion y nuestras estrategias corporativas: ¿dónde podremos acceder a una energía abundante, competitiva y sostenible?

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El sistema de retribución de las redes de gas en España cumple la función esencial de garantizar que las empresas titulares de las infraestructuras de transporte, distribución, regasificación y, almacenamiento puedan obtener una remuneración suficiente para cubrir sus costes y obtener una rentabilidad razonable, sin que ello derive en un coste excesivo para la estructura productiva y el consumidor final. 

La arquitectura normativa sobre la que descansa el sistema tiene su fundamento en la Ley 34/1998 del Sector de Hidrocarburos, completada por la Ley 18/2014 y las circulares de la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia (CNMC), que desde el Real Decreto-ley 1/2019 asume las competencias plenas sobre metodología retributiva, base regulatoria de activos y remuneración anual. Sus objetivos fundamentales son conseguir la eficiencia económica, transparencia, objetividad y no discriminación. 

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Cuando entré en el sector energético, lo primero que me llamó la atención no fue su complejidad técnica: fue su comodidad con ella. Una industria que llevaba décadas conservando miles de clientes sin que ninguno de ellos entendiera realmente lo que estaba comprando. No era un accidente, era el modelo.

Durante años, el mercado eléctrico ha operado cómodamente sobre una premisa implícita: si el cliente no entiende su factura, no puede comparar. Y si no puede comparar, no se va. La complejidad no era un problema a resolver, era una ventaja competitiva a preservar. Más del 70% de los consumidores en la Unión Europea admite no entender las condiciones de su contrato eléctrico. Un sector que acepta ese dato sin ruborizarse tiene un problema de fondo que va mucho más allá del marketing.

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La inteligencia artificial necesita mucha energía. Eso ya lo sabe todo el mundo. La pregunta que casi nadie responde bien es otra: dónde está el valor en España, y por qué dos proyectos que sobre el papel parecen iguales pueden terminar teniendo valoraciones muy distintas. Llevamos meses viendo cómo esa pregunta cambia las reglas en cada operación: cambia lo que se paga, lo que se analiza en la due diligence y qué proyectos consiguen venderse con prima. No es algo que vaya a pasar. Es lo que ya está decidiendo qué se compra, y a qué precio.

La infraestructura digital vinculada a la IA está convirtiendo la electricidad en un cuello de botella estratégico. El recurso escaso ha dejado de ser el megavatio renovable. Lo que escasea ahora es el acceso controlado a energía fiable.

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El 11 de febrero de 2026, el Consejo de ministros aprobó el Real Decreto 88/2026, por el que se aprueba el Reglamento general de suministro, comercialización y agregación de energía eléctrica. Publicado en el BOE el 12 de febrero como BOE-A-2026-3212, es un texto largo, técnico y poco mediático, pero contiene una novedad regulatoria que, durante años, el sector llevaba pidiendo: España reconoce, por primera vez con desarrollo normativo propio, la figura del agregador independiente.

La figura del agregador independiente ya estaba prevista en la directiva europea 2019/944. Pero, hasta ahora, vivía en un limbo: existía en el papel, no en el mercado y en los corrillos de las empresas que nos dedicamos a los sistemas de acumulación y microredes. Las empresas con baterías, con flexibilidad de consumo o con capacidad de demanda gestionable no tenían cómo monetizar esa flexibilidad sin pasar por su comercializadora o por una intermediación que diluía el valor. El RD 88/2026 cambia ese marco: permite que un agente, distinto de la comercializadora del cliente, agregue capacidad detrás del contador y la lleve a los mercados de balance del sistema eléctrico.

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El freno más habitual para quienes se plantean comprar un eléctrico no es el precio ni el diseño. Es la batería. No la de un modelo concreto, sino la que lleva años condicionando la decisión de miles de conductores: la que no llega a destino, la que convierte cada viaje largo en un ejercicio de planificación que los usuarios de vehículos con motor de combustión nunca han tenido que hacer. El problema tiene una causa concreta.

Las baterías actuales usan un electrolito líquido que funciona correctamente dentro de sus parámetros, pero que cede ante golpes fuertes o temperaturas fuera de lo habitual, pierde capacidad con el tiempo y limita cuánta energía puede almacenarse sin comprometer la seguridad. Las de estado sólido parten de otro planteamiento. El electrolito sólido no tiene esas debilidades, ocupa menos espacio y permite densidades energéticas muy superiores a las que alcanzan las químicas actuales.

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A la hora de discutir sobre las necesidades de afrontar el cambio climático en el ámbito de la opinión pública, suelen instalarse medias verdades acompañadas de varias omisiones relevantes. La media verdad consiste en hablar de transición energética cuando, en realidad, muchas veces solo se está hablando de producción eléctrica, y además fundamentalmente vinculada al consumo doméstico.

Se omite con frecuencia la enorme complejidad de descarbonizar la industria, la movilidad o los usos térmicos de los edificios. También se invisibiliza el desafío que supone electrificar una economía todavía profundamente dependiente de combustibles fósiles. Y, sobre todo, se pasa por alto una cuestión esencial: las renovables, sin capacidad suficiente de almacenamiento, representan únicamente una solución parcial.

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La Península Ibérica lleva años observando el mar como una frontera energética pendiente de conquistar. Hoy, sin embargo, el contexto geopolítico ha transformado esa posibilidad en una necesidad incuestionable. Europa atraviesa un momento decisivo marcado por la volatilidad geopolítica y por una dependencia energética exterior que condiciona tanto su competitividad industrial como su autonomía. Y si existe en el continente una región especialmente expuesta a esa vulnerabilidad es Iberia, históricamente considerada una “isla energética” por sus limitadas interconexiones.

De ahí que el debate ya no puede plantearse únicamente en términos de transición ecológica. La conversación ha cambiado hace tiempo. Lo que afronta Europa no es una crisis energética general, sino una auténtica crisis de combustibles fósiles. Ese fue, de hecho, uno de los consensos más claros que dejó la última edición de WindEuropeAnnual Event 2026 celebrada en Madrid: la única respuesta estructural pasa por acelerar una electrificación masiva basada en generación renovable local que reduzca la dependencia de proveedores externos y refuerce la soberanía energética europea.

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El almacenamiento energético se ha consolidado como una de las grandes palancas para avanzar hacia un sistema eléctrico más flexible, eficiente y preparado para integrar un mayor volumen de generación renovable. Los sistemas BESS están llamados a desempeñar un papel clave en este nuevo escenario, no solo por su capacidad para almacenar energía, sino por su potencial para aportar respuesta, modular la oferta y contribuir a una operación más equilibrada del sistema.

Sin embargo, conviene no simplificar el debate. Instalar almacenamiento no equivale automáticamente a capturar valor. Una batería puede estar correctamente diseñada, conectada y disponible desde el punto de vista técnico, pero su rentabilidad dependerá de cómo se integre en el mercado, cómo se gestione operativamente y qué estrategia se adopte para aprovechar su flexibilidad.

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España ha trasladado a la Comisión Europea el Plan Nacional de Rehabilitación de Edificios (PNRE), en coherencia con el Plan Nacional Integrado de Energía y Clima (PNIEC) y con la revisión de la Directiva Europea de Eficiencia Energética de los Edificios. El nuevo marco fija objetivos ambiciosos: reducir de forma sostenida el consumo energético del parque edificado, implantar las Normas Mínimas de Eficiencia Energética (MEPS) y avanzar hacia la neutralidad climática en 2050. El PNRE responde a este mandato con una orientación adecuada y un enfoque participativo que merece ser reconocido.

Desde el Observatorio de la Rehabilitación Eléctrica de la Vivienda en España (OREVE) consideramos que la electrificación es una pieza central de esta estrategia. La sustitución de tecnologías basadas en combustibles fósiles por soluciones eléctricas eficientes, como la bomba de calor, el autoconsumo o la movilidad eléctrica, es imprescindible para alcanzar los objetivos climáticos. Mejorar la envolvente y reducir la demanda energética es fundamental, pero no suficiente. Los edificios pueden consumir muy poca energía, pero las personas que viven en ellos siguen dependiendo, cada vez más, de la electricidad para su vida cotidiana: climatización, iluminación, movilidad, digitalización, cuidados, seguridad o teletrabajo.

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El sector renovable ha entrado en una fase de madurez que exige ir más allá de la simple generación. En este contexto, el almacenamiento de energía mediante baterías (BESS, por sus siglas en inglés) ha dejado de ser una promesa tecnológica para convertirse en una necesidad de ejecución inmediata. En el corto plazo, la integración operativa de estos sistemas será el factor determinante para seguir integrando renovables y, como consecuencia, rentabilizar las inversiones realizadas y asegurar su viabilidad a largo plazo.

La transición energética ha traído consigo un escenario complejo: el impacto cada vez más frecuente de las horas con precios negativos. Mitigar la canibalización de precios en el mercado actual ya no es una opción, sino una urgencia absoluta para evitar que este fenómeno se convierta en un riesgo real para las cuentas de resultados. Por ello, la valorización de las carteras renovables pasa obligatoriamente por una modernización técnica de las plantas, la única vía para proteger la rentabilidad de los proyectos frente a la creciente volatilidad del mercado eléctrico.

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En la Conferencia de Santa Marta, y como continuación de la última cumbre del clima y en la que ECODES participó activamente defendiendo una transición justa y ambiciosa, España se ha sumado al consenso europeo en favor de abandonar los combustibles fósiles, reconociendo que es, a la vez, una necesidad climática y una apuesta por nuestra propia seguridad.

Dentro de este marco, y en línea con lo que desde ECODES llevamos tiempo defendiendo, los científicos reunidos en Santa Marta subrayaron la importancia de actuar de inmediato sobre las emisiones de metano en el sector energético, pidiendo cortes drásticos y legalmente vinculantes. Y no es para menos: el metano es un gas de efecto invernadero 80 veces más potente que el CO2 y responsable del 30% del calentamiento global.

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En línea a lo que la Agencia Internacional de la Energía (AIE) denomina la “mayor disrupción jamás vista” en el mercado mundial del petróleo, cobra fuerza el impulso para abandonar progresivamente los combustibles fósiles. En este contexto, la Primera Conferencia sobre la transición para la salida de los combustibles fósiles en Santa Marta (Colombia), llega en el momento oportuno. Pero, ¿servirá para sentar las bases de la coherencia política necesaria para acelerar aún más la transición energética, especialmente en sectores difíciles de descarbonizar?

Han pasado más de 10 años desde que 195 naciones adoptaron el Acuerdo de París, con el objetivo de limitar el calentamiento global muy por debajo de 2 °C, y preferiblemente a 1,5 °C. La cuestión ya no es la ambición, sino la ejecución.

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La ampliación en 220 millones de euros de la convocatoria PRTR-REPOTEN 2 es una noticia positiva para el sector energético español y un mensaje claro: existe interés inversor, capacidad industrial y voluntad política para acelerar la modernización del parque eólico español. La elevada demanda registrada en esta convocatoria demuestra que la repotenciación eólica ya no es una posibilidad futura, sino una necesidad estratégica actual para España.

Nuestro país fue pionero en el desarrollo eólico europeo. Los parques instalados en los años noventa se ubican en emplazamientos de extraordinaria calidad de recurso eólico. Hoy, la tecnología permite multiplicar la eficiencia de esas instalaciones mediante aerogeneradores más potentes y con mayores capacidades operativas.

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Han pasado más de dos meses desde el primer cierre parcial del estrecho de Ormuz. El precio de las materias primas, especialmente el petróleo, ya forma parte de nuestro día a día. En este tiempo, además de lidiar con la inflación, una parte importante de la población ha adquirido conciencia de una de las realidades que marcarán la próxima década: si España y Europa quieren preservar su soberanía estratégica deben acelerar su descarbonización.

Una parte fundamental de esta aceleración pasa por descarbonizar el transporte. Hace tres meses, hubiéramos defendido este argumento diciendo que este sector supone un tercio de las emisiones de España. Hoy, tenemos datos aún más convincentes: hay 35 millones de vehículos en circulación en todo el país, más de la mitad diésel. Y, con ello, cerca de 20 millones de familias a las que rellenar el depósito en los últimos meses les cuesta hasta 30 euros más, además de los millones de euros que destina el erario público a los descuentos fiscales.

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