A España llega al debate sobre el agua en un momento que exige precisión. El último informe mensual de seguimiento de sequía y escasez del Ministerio para la Transición Ecológica y el Reto Demográfico señala que, a finales de mayo de 2026, ninguna Unidad Territorial de Sequía de la Península se encontraba en situación de sequía prolongada. Sin embargo, eso no significa que el reto hídrico haya desaparecido. El mismo informe identifica situaciones localizadas de escasez, con Marina Baja en Alerta y Mancha Occidental en Emergencia.

Esta diferencia es importante. La sequía responde a una falta natural de precipitaciones, mientras que la escasez está vinculada a la capacidad de atender las demandas existentes. Por eso, la resiliencia hídrica no puede depender únicamente de si llueve más o menos en un ejercicio concreto, sino de cómo gestionamos un recurso cada vez más estratégico.

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La Unión Europea quiere renovar su veto ambiental a la exploración en el Ártico justo cuando más depende de los hidrocarburos de su vecino del norte. ¿Puede un continente que vive en plena incertidumbre energética permitirse el lujo de presionar a su proveedor más estable?

La paradoja que nadie quiere ver

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Cada verano confirma una realidad que el sistema eléctrico español debe empezar a integrar en su planificación: las olas de calor han dejado de ser episodios puntuales para convertirse en una variable cada vez más relevante en la gestión de la demanda. No se trata solo de que suban las temperaturas, sino de que cambian los patrones de consumo, se intensifican los picos y se concentran en zonas muy concretas del territorio.

España tiene, además, una sensibilidad particular a este fenómeno. Es el país europeo donde más energía se consume por aire acondicionado, una tecnología presente en un porcentaje significativo de los hogares (con fuentes que varían entre el 35% y el 60% según la metodología), frente a una media europea cercana al 20%. Esto convierte los episodios de calor extremo en un verdadero test de estrés para el sistema eléctrico.

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España continúa consolidando su posición como uno de los referentes europeos en la transición energética. Según los últimos datos de Red Eléctrica, nuestro país supera ya los 72 GW de potencia renovable instalada y cuenta con otros 75,8 GW con permisos de acceso a la red. Una parte significativa de esa capacidad acabará incorporándose al sistema eléctrico durante los próximos años.

Parece un gran momento para el sector. Sin embargo, detrás de estas cifras se esconde un cambio de paradigma: la conversación ya no gira en torno a cuántos megavatios somos capaces de instalar, sino a cómo gestionamos, integramos y extraemos valor de una generación renovable cada vez más abundante.

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España acaba de dar un paso relevante para el desarrollo de los proyectos de almacenamiento y, en particular, de las baterías. La creación del mercado de capacidad para el sistema eléctrico peninsular introduce una nueva fuente potencial de ingresos para las instalaciones capaces de aportar potencia firme al sistema eléctrico. Pero ese ingreso, por sí solo, no convierte automáticamente un proyecto en rentable ni garantiza su financiación.

La Orden TED/966/2026 de 15 de septiembre, publicada el 17 de septiembre, añade un nuevo mecanismo a la lógica con la que se venía retribuyendo la participación de determinados activos en el sistema eléctrico. El nuevo mecanismo no pagará exclusivamente por la energía que una instalación produzca, almacene o deje de consumir. También reconocerá económicamente su capacidad para estar disponible cuando el sistema la necesite.

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Durante los últimos años, el sector energético ha asumido la innovación como una condición inevitable para competir. La transición energética, la descarbonización, la digitalización, la presión regulatoria y la volatilidad geopolítica han obligado a las compañías a revisar sus prioridades, acelerar sus inversiones y adaptar sus modelos de negocio a un entorno cada vez más exigente.

Pero innovar ya no puede limitarse a incorporar nuevas tecnologías, lanzar proyectos o responder a las exigencias normativas. En el sector energético, la innovación empieza a significar algo más complejo como anticipar escenarios, rediseñar capacidades internas, asumir riesgos de largo plazo y construir ventajas competitivas en un mercado en plena redefinición.

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La Comisión Europea ha dado un paso importante con su Plan de Acción para la Electrificación. Además de reforzar el papel de la electricidad como eje de la descarbonización, introduce un cambio de enfoque mucho más profundo. La electrificación deja de entenderse únicamente como una política climática para convertirse también en una política de competitividad.

En un contexto marcado por la volatilidad energética, esta evolución es lógica. La dependencia de combustibles fósiles importados y la creciente presión competitiva sobre la industria europea hacen que electrificar signifique también producir de forma más eficiente, reducir costes y fortalecer la autonomía estratégica del continente. Sabemos hacia donde tenemos que ir, pero la cuestión es cómo hacerla realidad.

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Esto va dirigido a los que curráis dentro del sector energético: a los que diseñáis, instaláis y mantenéis lo que hace que la luz no se vaya y los combustibles lleguen. Si no es tu campo, puede que no termines de reconocerte en lo que sigue. Si lo es, vas a saber exactamente de qué hablo desde la primera línea.

Trabajáis como un perro fiel. La sociedad pide, y vosotros resolvéis. No cuestionáis la demanda, la ejecutáis. La sociedad pide electricidad y combustibles para sus coches, sus centros de datos, su industria del cemento y del acero, y vosotros buscáis la manera técnica de dársela. Nadie os pregunta si lo que se pide tiene sentido junto con lo demás que también se pide. Sencillamente, hay que suministrarlo.

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La transición energética no consiste solo en construir nuevas instalaciones renovables. También exige decidir qué hacemos con las que ya existen. Y cómo pueden seguir generando valor para los territorios donde están ubicadas. La presa de Los Toranes, en Teruel, ofrece un buen ejemplo.

En el río Mijares, en la provincia de Teruel, una pequeña infraestructura hidroeléctrica puede convertirse en mucho más que una central de producción eléctrica.

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Detrás del despliegue de modelos lingüísticos y promesas de automatización global encontramos una dependencia que muy poca gente está teniendo en consideración. ¿Puede el mayor avance tecnológico de nuestra era sobrevivir en un mundo de recursos energéticos limitados, costosos e inestables? Veamos cómo la escasez de electricidad barata puede llegar a amenazar muy seriamente el avance esperado de la IA.

En plena euforia bursátil, en donde una salida a bolsa puede inflar la valoración de una empresa en miles de millones de dólares, el mercado parece haber olvidado que todo este boom tecnológico debe alimentarse de energía fiable, constante y barata para que salgan los números. ¿Sabías que una sola consulta en ChatGPT consume aproximadamente diez veces más energía que una búsqueda tradicional en Google? La inteligencia artificial se nos ha vendido como una revolución que no depende de nada, cual ente etéreo que se mantiene en la nube sin hacer gasto alguno.

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La tercera  modificación de aspectos puntuales (MAPs) de la Planificación de la red de transporte para el periodo 2021-2026, aprobada recientemente en el Consejo de Ministros, ha puesto el foco en la incorporación de activos regulados para el control dinámico de tensión y la estabilidad del sistema además de actuaciones complementarias en subestaciones. Se añadirán a la Planificación vigente cuatro compensadores e-STATCOM y 28 reactancias, renovándose otras cuatro y se harán otras actuaciones para facilitar el control de tensión.

Desde la alianza España Verde y Conectada entendemos que es necesario reforzar la robustez  del sistema tras el apagón de abril de 2025. No obstante, creemos que es clave no obviar otras alternativas disponibles (instalaciones existentes, renovables, almacenamientos, etc.) que podrían ser más coste-eficientes. Cualquier inversión adicional en despliegue de infraestructuras eléctricas debería estar soportada en un análisis económico que justifique que no encarece innecesariamente el coste final para los consumidores.

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El sector energético, en sintonía con otras industrias, está experimentando una transformación profunda impulsada por la integración y el crecimiento de la Inteligencia Artificial (IA). En España, esta industria ha sido históricamente la peor valorada por los consumidores debido a su opacidad y a sus agresivas tácticas de venta telefónica. Lejos de ser un problema del pasado, encuestas recientes de la OCU revelan que el 98% de los consumidores sigue sufriendo llamadas de spam, señalando directamente al sector energético como uno de los más invasivos. Esta práctica ha situado al sector entre los peor valorados por las organizaciones de consumidores. Ha sido un modelo en el que el consumidor ha sido un actor pasivo y reactivo, mientras que las compañías energéticas se escudaban en la complejidad técnica de las facturas para proteger sus márgenes.

En la actualidad, la digitalización está transformando de forma radical las reglas del juego. Gracias a las nuevas tecnologías basadas en IA, que incluyen capacidades para optimizar sistemas complejos e identificar hábitos de uso, resulta imperativo replantear la falta de claridad informativa vinculada tradicionalmente a la comercialización de energía.

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Pocas decisiones recientes tienen tanta trascendencia para el futuro de España como la orden ministerial aprobada el pasado 12 de agosto, aunque el Gobierno haya preferido aprobarla en pleno mes de agosto y limitándose a incluirla en el boletín oficial. No hubo anuncio ni explicación alguna de por qué ahora es partidario de prolongar la vida útil de la central nuclear de Almaraz.

Debemos recordar que durante años, el cierre progresivo del parque nuclear ha constituido uno de los pilares de la política energética del Ejecutivo, y formaba parte del acuerdo de gobierno de esta extrema izquierda. El propio Pedro Sánchez llegó a afirmar, después del gran apagón, el mayor de la historia de Europa, que las centrales nucleares, lejos de ser una solución, habían sido un problema. Ahora, en cambio, una central nuclear se convierte en una pieza que el sistema necesita imperiosamente, para evitar algo que las perspectivas electorales de Sánchez no aguantarían: un nuevo apagón.

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La industria de Energía y Utilities entra en 2026 en un escenario de transformación profunda. A la presión regulatoria y a la transición energética se suma un contexto de tensión geopolítica estructural, una disrupción tecnológica acelerada por la inteligencia artificial y un nuevo foco de riesgo asociado a la conectividad y la ciberseguridad de los activos industriales.

En este entorno, la tecnología deja de ser un mero habilitador de eficiencia para convertirse en un factor crítico de resiliencia, soberanía operativa —entendida como la capacidad de mantener el control sobre sistemas y activos estratégicos— y ventaja competitiva.

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Un misil que estalla a miles de kilómetros, en algún punto de Oriente Medio, no debería tener nada que ver con lo que pagamos por un cartón de leche en el supermercado. Sin embargo, tiene una relación que nos afecta a todos. En Bruselas continúan celebrando los récords de implementación de renovables y los hitos de la transición energética, pero mientras tanto en los mercados el precio de la energía sigue fijándose conforme al mapa geopolítico del petróleo. Y de ahí surge la pregunta que deberíamos hacernos todos: ¿de qué soberanía económica hablamos si lo elemental sigue dependiendo de algo tan volátil como el crudo y el gas natural?

Basta con repostar estos días el depósito para darse cuenta. Uno mira el tique, hace la cuenta rápida y comprueba que llenar el depósito cuesta hoy casi un tercio más que a comienzos de año. No es una cuestión de imaginación, basta con hacer la cuenta de la vieja. El origen tiene una fecha concreta como ya todos sabemos. En febrero de 2026, el estallido de la guerra con Irán rompió el equilibrio del mercado energético global y empujó al Brent por encima de los 100 dólares por barril en cuestión de días.

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Este viernes conocimos la triste noticia de que se ha marchado Pedro Rivero, uno di noi. Uno de los pilares del actual sector eléctrico español. Una de las personas más respetadas de la historia reciente de la industria energética. Un ser único e irrepetible.

Ligó la mayor parte de su vida profesional al sector eléctrico, en UNESA (ahora aélec), la gran patronal de las utilities españolas, desde la que trabajó en pos de un mercado liberalizado (que consiguió en parte en 1997) y que logró alzarse a su presidencia en 2006 hasta 2010.

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La electricidad es algo que muchos damos por sentado. Asumimos que siempre estará disponible cuando la necesitemos, alimentando silenciosamente nuestra vida cotidiana. Pero en 2025, los europeos recibimos varios recordatorios de la fragilidad de esa suposición. El apagón de la península ibérica, el cierre del aeropuerto de Heathrow de Londres y numerosas interrupciones más locales acapararon las portadas de los periódicos. En las primeras semanas de 2026, un gran apagón en Berlín nos recordó que el sabotaje sigue siendo una amenaza siempre presente para la resiliencia de nuestro suministro eléctrico.

Todos estos incidentes tuvieron causas distintas, pero su impacto en la sociedad fue llamativamente similar. Se cancelaron vuelos, el transporte quedó paralizado, miles de hogares se vieron afectados, los servicios digitales dejaron de funcionar y la actividad económica sufrió un golpe masivo. Con nuestra creciente dependencia de la electricidad, bastan menos de 24 horas para que se produzca una paralización social importante.

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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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