Contexto energético general

El Consejo de Ministros, a propuesta del Ministerio para la Transición Ecológica y el Reto Demográfico (MITECO), ha aprobado el I Plan de acción para la gestión sostenible de las materias primas minerales 2026-2030, ligado a una inversión pública de 414 millones de euros y basada en cuatro ejes estratégicos: autonomía, fomento de la industria, circularidad y gestión sostenible. El Plan incluye 34 medidas, de las cuales ocho son prioritarias, entre las que se encuentra el Programa Nacional de Exploración Minera (PNEM). Tiene un enfoque integral, de 360 grados para la gestión de materias primas y está centrado en la identificación de necesidades; reciclaje y circularidad; trazabilidad de materias primas; conocimiento del recurso existente y recuperación; y restauración ecológica de espacios.

La creciente tensión geopolítica en torno a los recursos petrolíferos podría acelerar la transición energética de China hacia fuentes renovables. Los expertos consideran que la inestabilidad en los mercados globales del petróleo está reforzando en Pekín la idea de que depender de combustibles fósiles importados constituye una vulnerabilidad. Pekín ya ha comenzado a preparar el terreno. Previamente, anunció que este año presentará un nuevo sistema energético nacional acompañado de planes sectoriales para acelerar proyectos renovables. Entre ellos destacan el megaproyecto hidroeléctrico de Yaxia, en el Tíbet, y nuevas instalaciones de energía eólica y solar en el norte del país. Las propuestas preliminares de su próximo plan quinquenal -el plan estatal que fija las políticas públicas, inversiones y prioridades estratégicas para los próximos cinco años- también subrayan la necesidad de sustituir de forma "segura, fiable y ordenada" los combustibles fósiles por alternativas como la energía solar, eólica, hidráulica y nuclear. En definitiva, concluyen los expertos consultados por el South China Morning Post, la geopolítica está reforzando el argumento económico a favor de las energías renovables y de los vehículos eléctricos. La velocidad de esta transición dependerá, en gran medida, de cuánto se prolonguen las actuales tensiones internacionales.

Se ha publicado en el BOE la Orden TED/162/2026, de 25 de febrero, por la que se modifica la Orden TED/1444/2025, relativa a las bases reguladoras de varios programas de ayudas en el marco del Plan de Recuperación, Transformación y Resiliencia (PRTR), financiado por la Unión Europea – Next Generation EU. La nueva orden tiene por finalidad completar y ajustar determinadas modificaciones técnicas necesarias para adaptar distintos programas gestionados por IDAE a su configuración como “esquemas de ayudas”, conforme a la última revisión de la Decisión de Ejecución del Consejo (CID) del PRTR aprobada por la Comisión Europea en diciembre de 2025, en línea con la Comunicación “Next Generation EU – Camino a 2026”. La Orden TED/162/2026 no altera el contenido material ni las condiciones de las ayudas ya existentes, sino que corrige y completa ajustes formales que no se incluyeron en la orden anterior.

DNV issued its annual Energy Transition Outlook (ETO) for the UK, finding that the UK’s energy transition risks being delayed by a lack of “whole system” thinking. UK remains global decarbonization frontrunner but will miss 2030 clean power target, 2035 Nationally Determined Contribution (NDC) and legally binding 2050 net zero goal. The main findings from this year’s ETO indicate that the country is transitioning fast – but not fast enough to hit the UK’s decarbonization targets, namely Clean Power 2030, Nationally Determined Contribution (NDC) 2035 and net zero by 2050. Indeed, the forecast suggests the UK will fall short of its 2035 NDC target (agreed in Paris in 2015), with emissions reduced by only 33%, roughly half of what is needed to achieve the goal. Buildings and transport demand remain the biggest blockers, with two thirds of UK homes predicted to still be using gas boilers, and more than half the cars on the roads remaining fossil fuelled in 2035. According to the report, which highlights how the country remains a decarbonization leader globally, the UK will not achieve net zero by 2050 and will still emit 130 MtCO₂e (million metric tons of carbon dioxide equivalent) per year, an 84% reduction from 1990.

Higher oil and gas prices are certain as the closure of the Strait of Hormuz threatens to disrupt 15% of global oil supply and 20% of global LNG supply, with oil prices potentially exceeding $100/bbl if tanker flows are not quickly restored, according to Wood Mackenzie. Following US and Israeli attacks on Iranian government, military and nuclear facilities, Iran warned shipping away from the waterway and insurers withdrew coverage, effectively halting tanker traffic. The disruption creates a dual supply shock: not only are current exports through the Strait halted, but OPEC+ additional volumes and ultimately most of OPEC’s spare capacity—typically a key lever for balancing the global oil market—are inaccessible while the waterway remains closed. Given the uncertainty around events, it is plausible that it takes a few weeks for export flows to re-establish themselves in the most optimistic scenario (in which the Iranian regime elects to co-operate with the US) said Alan Gelder, SVP of Refining, Chemicals and Oil Markets at Wood Mackenzie. In the current scenario, oil prices over US$100/bbl are possible if transit flows are not re-established quickly, according to Gelder.

Global lithium demand could exceed 13 million tonnes by 2050 under an accelerated energy transition, more than double base case projections, according to Wood Mackenzie’s latest Energy Transition Outlook for Lithium. Without significant new investment, supply deficits could emerge as early as 2028. Even under the Wood Mackenzie’s base case scenario, existing supply projects are unlikely to meet demand beyond the mid-2030s, highlighting the need for sustained investment across the value chain. Wood Mackenzie models four energy transition pathways, with lithium demand in 2050 ranging from 5.6 Mt LCE under a delayed transition to 13.2 Mt LCE in a net zero scenario. Electric vehicles (EVs) remain the primary driver of demand growth, accounting for 72–80% of lithium consumption across scenarios. According to Wood Mackenzie, total investment requirements range from approximately $104 billion under a delayed transition scenario to $276 billion under a net zero scenario. Across all scenarios, one conclusion is consistent: lithium is irreplaceable for the energy transition, and the industry faces structural supply challenges that require immediate action. 

Strikes against Iran by the United States and Israel have reopened the most consequential energy-security issue in the global economy: disruption of Middle Eastern oil and gas flows that transit through the world’s most important energy chokepoint, the Strait of Hormuz. The immediate impact on energy prices has been significant. Oil prices spiked about 8% percent and the European gas price about 20% on the morning of 2 March. The longer-term impact on energy prices will depend on how long hostilities last and their impact on shipping through the Strait of Hormuz. Europe is far less dependent on Gulf oil and LNG than China, India, Japan or South Korea, but it is not insulated. Oil and LNG are global markets: any blockage of the Strait of Hormuz could trigger immediate price spikes that would hit Europe regardless of its limited physical imports. Europe would then be forced to compete with Asian buyers for flexible cargoes on the spot market – something seen during the 2021-2023 energy crisis. Europe would then be forced to compete with Asian buyers for flexible cargoes on the spot market – something seen during the 2021-2023 energy crisis. European policymakers should prepare contingency plans in case of a prolonged standoff in the Middle East. For Europe, the renewed US/Israeli conflict with Iran is a reminder that in a structurally tighter and more globalised gas market, fragmentation is costly. The situation also reinforces a more fundamental point: Europe’s exposure to geopolitical shocks remains rooted in its continued reliance on imported fossil fuels traded on volatile global markets – even if it has shifted dependency from Russia to other suppliers, not least the US. Rather than slowing down the low-carbon transition, the new tensions show that the deployment of clean, domestically produced energy sources should be accelerated.

Un total de siete comunidades autónomas registraron un récord de generación eléctrica renovable en 2025, gracias al impulso de la energía fotovoltaica, que logró compensar los descensos en eólica e hidráulica, y llevando así a la producción convencional de renovables a un nuevo récord de 150.902 gigavatios hora (GWh), tras crecer un 1,2%, según datos del informe trimestral del Observatorio de Energías Renovables, elaborado por Opina 360 con datos provisionales de Red Eléctrica. En concreto, los mayores aumentos anuales de la generación verde se registraron en Castilla y León (13%) y Andalucía (10,3%), que además fueron las regiones mas productoras, con 28.431 GWh y 22.929 GWh, respectivamente. Por el contrario, en 2025 hubo ocho regiones que generaron menos electricidad renovable que un año antes, destacando los descensos de la Comunidad Valenciana (-12,6%), País Vasco (-11,3%) y Galicia (-10,1%). También retrocedieron Castilla-La Mancha (-2,1%) y Aragón (-4,8%), dos de las principales regiones productoras. En el conjunto del país, el crecimiento de la generación renovable convencional se debió al empuje de la fotovoltaica, que aumentó un 12,5% en el año y alcanzó los 50.164 GWh, su máximo histórico, lo que la consolida como la segunda mayor fuente renovable del país. A pesar de que la eólica volvió a ser la principal energía del país en el conjunto del año, con 58.739 GWh (21,6% del total), registró una bajada del 3,6%, lastrada por el mal comportamiento de los primeros tres trimestres del año. Por su parte, la hidráulica, que tuvo un cuarto trimestre más negativo aún que el tercero, acabó también con un descenso anual del 3,6%.

US President Donald Trump has said he will impose global tariffs of 15%, as he has continued to rail against a Supreme Court ruling that struck down his previous import taxes. Trump said that he would replace the tariffs scrapped by the court with a 10% levy on all goods coming into the US. But later on he announced on Truth Social that this would be increased to the maximum allowed under a never-used trade law. That law allows these new tariffs to stay in place for around five months before the administration must seek congressional approval. The new 15% tax rate - a temporary solution under Section 122 of the 1974 Trade Act - raises questions for countries such as the UK and Australia, which had agreed a 10% tariff deal with the US. Trump said his administration had reached the decision to raise the levy following a review of the Supreme Court's "ridiculous, poorly written, and extraordinarily anti-American decision on Tariffs issued yesterday". The US has already collected at least $130bn (£96.4bn) in tariffs using IEEPA, according to the most recent government data.

U.S. power plant developers and operators plan to add 86 gigawatts (GW) of new utility-scale electric generating capacity to the U.S. power grid in 2026 in the latest Preliminary Monthly Electric Generator Inventory report, a record if realized. Solar power makes up 51% of the planned 2026 capacity additions, followed by battery storage at 28% and wind at 14%. In 2025, 53 GW of new capacity was added to the grid, the largest capacity installation in a single year since 2002. In regard of solar energy, 2026, is expected to be similar to the record utility-scale solar capacity added to the U.S. grid in 2024 (30.8 GW) and in 2025 (27.2 GW). Developers plan to add 43.4 GW of new utility-scale solar capacity in 2026, a 60% increase in capacity additions from last year if realized. On the battery storage sector, developers plan to add 24 GW of utility-scale battery storage to the grid this year, compared with a record 15 GW added in 2025. U.S. battery storage capacity has grown exponentially over the last five years with more than 40 GW added to the grid during this period. Annual U.S. wind capacity additions have slowed, following record additions of more than 14 GW in both 2020 and 2021. But wind capacity addition could rise in 2026 with 11.8 GW planned to be added to the grid, more than double the capacity added last year. Natural gas in 2026, it is planned to add 6.3 GW of new natural gas-fired capacity. Combined-cycle generation is expected to account for 3.3 GW of the planned additions, while combustion turbine units account for 2.8 GW.

Las exportaciones de Euskadi han alcanzado en 2025 un valor de 29.851 millones de euros, lo que supone un descenso del 3,6% respecto a los 30.967 millones registrados en 2024. A pesar de esta caída, 2025 se sitúa como el cuarto mejor año de la serie histórica, en una senda de moderación tras los máximos históricos alcanzados en 2022 y 2023, cuando se batieron todos los récords de exportación. La evolución reciente refleja una tendencia regresiva desde aquellos picos extraordinarios, si bien cabe subrayar que en 2025 se ha amortiguado la caída respecto a la sufrida en 2024. Uno de los factores determinantes de la caída de las exportaciones en 2025 ha sido el retroceso de los combustibles minerales, que disminuyen un 33,31%, lo que equivale a 645 millones de euros menos y representa el 58% del total del descenso. Esta partida corresponde fundamentalmente a petróleo crudo, gasolina, gasóleo y derivados. Si se excluyera esta partida energética, la caída global de las exportaciones vascas sería de apenas el 1,18%, una variación muy moderada en un ejercicio especialmente convulso. Parte significativa del retroceso en Francia (77% y -383millones) y Reino Unido (87% y -181 millones) está vinculada a la caída de combustibles fósiles. Las exportaciones a Alemania (-0,7%), Polonia (+0,7%) y Portugal e Italia (+0,2%) se mantienen prácticamente estables. Se aprecia, además, una diversificación hacia Europa del Este y del Norte, con aumentos destacados en Suecia (+7,9%), Austria (+7,8%), Hungría (+22,3%), Rumanía (+14,8%) y Dinamarca (+16,3%), que suman más de 185 millones adicionales. Las exportaciones a China caen un 25,9% (-195 millones €), parcialmente amortiguadas por un aumento de 112 millones en combustibles. Las exportaciones vascas mantienen una elevada concentración en Europa Occidental. En ambos quinquenios analizados, Francia, Alemania, Estados Unidos, Reino Unido e Italia concentran alrededor del 54% del total exportado.

Global clean power purchase agreement (PPA) volumes fell for the first time last year in nearly a decade, as power prices and policy risks redefined market activity. Corporations announced deals for 55.9 gigawatts of clean power in 2025, 10% down from the record set the prior year, according to BloombergNEF. The market is increasingly defined by a divergence between hyperscalers and the broader universe of corporate buyers. Technology giants Meta, Amazon, Google and Microsoft were responsible for 49% of all global activity last year. The US is still the largest market, hosting a record 29.5GW of deals, driven by Big Tech’s pivot to nuclear, hydro and geothermal. However, the largest technology firms signed most of the deals, with smaller players becoming less active, as project costs and policy uncertainty rose. The number of unique corporate buyers in the US dropped 51% year-on-year to just 33. Meanwhile, in the Europe, Middle East and Africa region, corporate PPA volumes slid 13% year-on-year in 2025, to 17GW, with capacity notably falling back to 2023 levels in Europe. Rapidly increasing hours of negative power prices are eroding the value of standalone solar and wind deals, pushing buyers toward hybrid portfolios. On the supply side, Engie emerged as the top developer, contracting 3.6GW globally. Developers offering clean, firm power solutions are increasingly present in the league tables. The push for more sophisticated corporate clean energy deals is also being driven by regulatory shifts. The Greenhouse Gas (GHG) Protocol – the global standard for corporate carbon accounting – is updating its Scope 2 emissions standards, with proposed amendments potentially requiring hourly tracking and stricter geographical boundaries for indirect electricity, heat, steam and cooling purchases. Under an hourly tracking regime, 100% renewable claims will become harder to justify for most buyers. Corporate clean energy buyers are already preparing for this change, with 5.8GW of co-located and hybrid deals tracked in 2025. As battery costs continue to decline, these deal structures are expected to become the new standard for corporate procurement.

In 2025, U.S. electricity demand rose considerably for the first time in decades, coinciding with rising electricity prices. At the same time, far-reaching and unpredictable policy changes provided both major challenges and a few unanticipated opportunities for the energy sector, according to the 2026 Sustainable Energy in America Factbook published by BloombergNEF. Wholesale and retail power prices both increased in 2025, concurrent with a renewed political focus on energy affordability. Overall, retail demand for electricity climbed 2% year-on-year in 2025 and was up 8% over the past decade following more than a decade of near-flat electricity demand. The 2026 Factbook reports that data centers are now a dominant force behind rising U.S. power demand and the associated impact on the grid. They are also increasingly under scrutiny for rising electricity prices. Data center electricity demand has grown more than 400% in the past 10 years and 150% in the last five years.  The United States built the most new power-generating capacity in more than two decades in 2025 with 54 GW of new utility-scale generation and storage capacity commissioned. Renewables accounted for 61% of new capacity, with utility-scale solar specifically leading with 27 GW. EV sales reached a record 1.6 million vehicles in 2025, 3.7% higher than 2024. The growth in energy investment and deployment in 2025 came even as the industry grappled with uncertainty driven by federal policy changes. No less than 87 new U.S. trade and tariff policies were announced in 2025, creating unpredictability for companies and investors with exposure to cleantech supply chains.

The IEA is closely monitoring the situation in the Middle East, including the potential implications of any prolonged disruptions to energy flows through the Strait of Hormuz. The conflict has impeded oil flows through the Strait of Hormuz, forcing some operators to start shutting in production. The region’s output of refined products and liquefied natural gas (LNG) has also been significantly impacted. The IEA will continue to assess the energy security implications of the situation in coordination with governments around the world.

Se ha publicado en el Boletín Oficial del Estado (BOE) la Orden TED/133/2026 por la que se establecen las obligaciones de ahorro energético para 2026 en el marco del Sistema Nacional de Obligaciones de Eficiencia Energética (SNOEE). Entre los principales aspectos destacan: (1) Objetivo de ahorro 2026. (2)  Equivalencia financiera, se establece en 2,31 M€/ktep (198.624,25 €/GWh), referencia para calcular la aportación económica correspondiente al Fondo Nacional de Eficiencia Energética (FNEE). (3) Cumplimiento mediante Certificados de Ahorro Energético (CAE). (4) Calendario de pagos al FNEE, la aportación económica deberá realizarse en cuatro pagos iguales a lo largo del año. (5) Se anticipan objetivos indicativos de 900 ktep en 2027 y 950 ktep en 2028, con una previsión de aportación mínima al FNEE del 8 % y 5 %, respectivamente. En definitiva, la orden mantiene la senda creciente de exigencia en ahorro energético y consolida el papel del Sistema CAE como principal vía de cumplimiento, al permitir cubrir hasta el 92 % de la obligación mediante certificados.

En los últimos años también ha crecido el interés por las materias primas críticas para la doble transición ecológica y digital, cuya disponibilidad se ha convertido en un factor estratégico de primer orden. La UE ha identificado 34 materias primas básicas para las energías renovables, la movilidad eléctrica, la industria manufacturera avanzada, las tecnologías digitales y los sectores aeroespacial y defensa, entre otros. La UE ha aprobado regulación y medidas para reducir rápidamente la dependencia de la importación de las materias primas fundamentales, tanto con relación a su extracción como a su procesado. España ocupa un lugar destacado en esta estrategia comunitaria, ya que dispone de varios de esos recursos fundamentales, como cobre, espato-flúor, feldespato, estroncio y wolframio. La Estadística minera refleja que el valor de la producción de estas materias primas fundamentales en España ascendió a 830 millones. Se espara que crezca en los próximos años; de momento, la Comisión Europea ya ha declarado siete proyectos como estratégicos –sobre una primera selección de 47 proyectos en toda la UE– que abarcan desde la investigación y la explotación minera hasta el procesado, el refinado, el reciclado y el desarrollo de tecnologías asociadas. Con este trasfondo, el MITECO está terminando la tramitación del Primer Plan de Acción para la Gestión Sostenible de la Materias Primas Minerales 2026-2030, para responder a un triple desafío: la dependencia de las importaciones, tanto de la UE como del exterior, la necesidad de reducir las emisiones de Gases de Efecto Invernadero, y la creciente competitividad industrial.

Escalating conflict in the Middle East poses a direct threat to around 14 million barrels per day, or 32% of global seaborne crude oil, that flows through the Strait of Hormuz. For oil products, any Strait of Hormuz disruption would impact 16% of the global products trade, with severe consequences for LPG (liquefied petroleum gas) and naphtha. Strait of Hormuz transit volumes are about 1.5 million barrels per day (b/d) for LPG and 1.2 million b/d for naphtha. Naphtha flows to East Asian crackers are particularly exposed, with more than 37% of those global seaborne volumes transiting the strait. For middle distillates, diesel flows through the strait are roughly double those of jet fuel. But jet is more vulnerable in terms of overall market share. European jet kerosene buyers are particularly sensitive, as more than half of the continent’s jet fuel imports sail through this strait. A similar dynamic also applies to diesel due to Europe’s sanctions on oil products from Russia. As Europe pulls more non-Russian barrels of diesel from the global pool, African buyers may increasingly turn to Russian diesel to fill their gap.

Russia is gradually expanding its renewable power capacity while maintaining a dominant reliance on conventional and nuclear generation to ensure system stability and energy security. The country’s cumulative renewable power capacity is forecast to reach 18.4GW by 2035, up from 9.8GW in 2025, registering a compound annual growth rate (CAGR) of approximately 6.5% during 2025–35, according to GlobalData, a leading intelligence and productivity platform. GlobalData’s report, “Russia Power Market Trends and Analysis by Capacity, Generation, Transmission, Distribution, Regulations, Key Players and Forecast to 2035”, highlights wind and solar PV as the principal drivers of renewable expansion in the country. Onshore wind capacity is projected to increase significantly from 4.3GW in 2025 to 10.2GW by 2035, supported by structured capacity supply agreements and domestic equipment localization policies. Solar PV capacity is expected to rise from 3.1GW in 2025 to 5.3GW by 2035, driven primarily by utility-scale installations across southern and eastern regions.

La Comisión Europea ha filtrado una segunda versión de su propuesta de Reglamento sobre aceleración industrial y descarbonización de sectores estratégicos ("Industrial Accelerator Act", IAA), que pretende establecer un marco común para el desarrollo del Clean Industrial Deal. Al parecer la publicación de la propuesta del IAA se está retrasando por las fuertes diferencias entre los Estados miembros, así como por la posición crítica de algunas grandes empresas europeas sobre la aplicación de las medidas incluidas. En la nueva filtración, la Comisión Europea introduce algunos cambios relevantes respecto a la anterior versión: abre la puerta a ampliar el alcance de lo que puede considerarse de origen de la UE a otros países, pero solo para la contratación pública; se considerarían compromisos recíprocos como la Ley General de Contratación Pública de la OMC o la contribución a la competitividad y resiliencia de la UE; los criterios de precalificación en ciberseguridad y el nuevo requisito relativo a los "proveedores de alto riesgo" se extienden de la subasta de energías renovables a los procedimientos de contratación pública y otros programas de apoyo; el texto sobre Inversiones Extranjeras Directas parece aún más orientado a las inversiones chinas que el borrador anterior, y la energía eólica queda fuera de su ámbito de aplicación; en Mercados líderes "Lead markets") es menos restrictivo y da mayor flexibilidad a los Estados miembros, al recoger las peticiones del sector de alto consumo energético: así, los "lead markets" mediante licitaciones públicas solo deben cumplir con los requisitos de origen de la UE o de bajas emisiones de carbono, y no con ambos; se solicita a los Estados miembros que eliminen las barreras a los PPAs.

Según un análisis de PwC y El Periódico de la Energía, en 2026, el sector energético afronta un ejercicio en el que la capacidad de red se mantiene como el principal factor habilitador —o limitante— de la electrificación y de la nueva actividad industrial. Tras un 2025 marcado por la constatación de la saturación en distribución y en numerosos nudos de interconexión transporte-distribución, el foco se desplaza hacia la gestión ordenada de la nueva demanda y la evolución de los instrumentos regulatorios asociados. En este contexto, la actualización de referencias de capacidad —incluida la publicación del mapa de REE— y la posible convocatoria de nuevos concursos de demanda concentran la atención, en paralelo al debate sobre el ritmo y el alcance de la inversión en redes bajo el marco retributivo 2026-2031. En conjunto, los diez temas configuran un hilo conductor claro para 2026: redes y operación como base del sistema, flexibilidad y almacenamiento como habilitadores del nuevo mix, definiciones regulatorias con impacto directo en inversión, y nuevas demandas y vectores de descarbonización —industria, DataCenters y gases renovables— como palancas para materializar la transición energética en España con criterios de seguridad, competitividad y previsibilidad.

El Gobierno Vasco, a través de su sociedad pública Indartuz del Instituto Vasco de Finanzas (IVF), ha abierto una convocatoria pública para el Programa de Inversión en Escalabilidad, que se enmarca en el Plan Euskadi Eraldatuz 2030, el plan de inversiones transformacionales. Esta iniciativa busca movilizar capital privado y apoyar fondos de capital riesgo que acompañen a las empresas vascas en su consolidación y crecimiento, priorizando aquellas pertenecientes a los sectores estratégicos definidos en Euskadi Eraldatuz y el Plan de Industria Euskadi 2030. El Programa es la primera convocatoria de inversión indirecta lanzada y esta iniciativa será complementada mediante la toma de participación directa a través del nuevo fondo de capital riesgo público HAZTEN SCALE"UP, FCR, actualmente en fase de constitución. Ambos instrumentos tendrán el objetivo de acompañar e impulsar el escalado y dimensionamiento de las startups y pymes vascas. En el marco de esta estrategia, el Gobierno Vasco prevé destinar más de 100 millones de euros, tal y como se recoge en el Plan Euskadi Eraldatuz 2030. La principal novedad de esta convocatoria es su enfoque explícito de arraigo bajo requisitos de impacto y permanencia de la actividad económica en Euskadi. A lo largo de 2026 y 2027 se irán desarrollando las restantes iniciativas y medidas detalladas en el Plan de inversiones, como la línea de financiación avalada, los programas de inversión de Indartuz restantes o los instrumentos gestionados por Capital Riesgo del País Vasco para el impulso de nueva industria y sectores emergentes.

US President Donald Trump has imposed a new 10% global tariff to replace ones struck down by the Supreme Court, calling the ruling "terrible" and lambasting the justices who rejected his trade policy as "fools". The president unveiled the plan shortly after the justices outlawed most of the global tariffs the White House announced last year. In a 6-3 decision, the court held that the president had overstepped his powers. The decision was a major victory for businesses and US states that had challenged the duties, opening the door to potentially billions of dollars in tariff refunds, while also injecting new uncertainty into the global trade landscape. The tariffs initially targeted Mexico, Canada and China, before expanding dramatically to dozens of trade partners on what the president billed as "Liberation Day" last April. The White House had cited a 1977 law, the International Emergency Economic Powers Act (IEEPA), which gives the president power to "regulate" trade in response to an emergency. But the measures sparked outcry at home and abroad from firms facing an abrupt rise in taxes on shipments entering the US, and fuelled worries that the levies would lead to higher prices. Arguing before the court last year, lawyers for the challenging states and small businesses said that the law used by the president to impose the levies made no mention of the word "tariffs". They said that Congress did not intend to hand off its power to tax or give the president an "open-ended power to junk" other existing trade deals and tariff rules.

Un total de 97 expedientes de proyectos de energías renovables mayores de 1 megavatio están en tramitación en Euskadi, si bien un 70% se encuentra en fases iniciales y "muchos no prosperarán" debido a los requisitos "exigentes y garantistas" establecidos, según ha explicado el consejero de Industria, Transición Energética y Sostenibilidad. El consejero ha explicado que actualmente la tasa de generación propia de la demanda energética global "apenas llega al 8,8%", frente al 42% de media europea, y únicamente el 21,4% del consumo energético vasco proviene de fuentes de energías renovables "tanto propias como foráneas" cuando el objetivo para 2030 es del 32%. Según ha advertido, "es indiscutible es que Euskadi está lejos de la media europea en generación renovable", por lo que se necesita "más generación eléctrica renovable propia". "El camino a seguir pasa por combinar más autoconsumo y proyectos a escala bien ubicados", ha defendido. En función del Plan de Industria Euskadi 2030, el objetivo es "añadir unos 550 megavatios de instalaciones eólica y solares entre el 2025 y 2028", cifra a la que se suman los 350 megavatios ya operativos. En función de los datos aportados por el consejero, actualmente hay 97 expedientes de proyectos renovables mayores de un megavatio en tramitación, pero un 70% está en fases iniciales y "muchos no prosperarán porque los requisitos son exigentes y garantistas, tanto con el territorio como con las actividades que ya existen". Por lo que respecta a las instalaciones de autoconsumo, ha detallado que Euskadi ha pasado 7 megavatios en 2020 a 192 megavatios de autoconsumo en 2025, con más de 8.000 instalaciones. El Ejecutivo impulsará nuevos proyectos en Euskadi, a través de la colaboración público-privada, basados en un modelo que tiene como criterios "una ubicación donde hay suficiente sol y viento", cumplimiento de los requisitos ambientales y urbanísticos "estrictos", tener un punto de conexión cercano y ser "económicamente rentables y viables".

More renewable electricity was switched on in the final quarter of 2025 in the Austrlian grid than in any other quarter on record, according to the Clean Energy Council’s (CEC) latest quarterly investment report. The CEC’s Quarterly Investment Report: 'Large-scale renewable generation and storage (Q4 2025)', found nine large-scale wind and solar projects were commissioned during Q4 2025, delivering 2.1 GW of new generation capacity. The strong result broke the previous quarterly record of 1.3 GW in Q3 2021. Utility-scale battery deployment also hit an all-time high. The quarter added 1 GW of new storage capacity pushing 2025’s annual battery total (1.9 GW) above the combined output of the previous eight years (2.2 GW ). Investment momentum strengthened in the last quarter of the year, with five renewable generation projects reaching financial close in Q4. These projects represent 1.2 GW of new capacity and $3.5 billion in value, an uplift from more subdued investment in the prior three quarters. It’s the second-highest investment total recorded in a single quarter, behind Q4 2022 ($4.3 billion).