Deutsche Bank analiza cómo las ventajas de la electrificación —que conectan tanto la resiliencia económica como la sostenibilidad— hacen que sea ahora un foco central de la transición energética y económica. Impulsada no solo por la descarbonización, sino también por la fragmentación geopolítica, la intervención estatal y la carrera por las tecnologías limpias, esta transición es compleja y no lineal.
Rosa Duce, CIO de Deutsche Bank España lo explica: "En esta nueva era de la electricidad, los elevados niveles de inversión ya han cambiado profundamente la combinación de suministro y distribución: la evolución de la energía limpia desde un nicho subvencionado hasta convertirse en una inversión esencial de carácter general es solo un ejemplo de ello."
Según datos de la IEA (International Energy Agency), en 2025, el mundo invirtió 3,3 Bn$ en sistemas energéticos, con alrededor de 2,2 Bn$ destinados a categorías de energía limpia. Pero lo que también resulta llamativo es que, de nuevo según la IEA, la inversión en el sistema eléctrico ascendió a 1,5 B$ en 2025, casi un 50% más que la inversión en el suministro de combustibles fósiles. En el emergente «superciclo de la electricidad», la demanda y la inversión en electricidad crecen más rápido que la demanda energética total, a medida que los usuarios finales pasan de la combustión directa de combustibles fósiles a alternativas electrificadas. Europa ofrece una ilustración particularmente clara de esta dinámica: aquí la inversión en suministro de energía limpia supera a la inversión en suministro de combustibles fósiles en una proporción de 3,5 a 1.
El proceso de electrificación continúa y persisten brechas de financiación. La IEA subraya que la inversión global en redes eléctricas debe aumentar con fuerza hasta acercarse a la paridad con la inversión en generación, para garantizar que los sistemas eléctricos puedan absorber e integrar cuotas de renovables que crecen rápidamente. Además, la distribución de la inversión sigue siendo desigual. África, hogar de cerca del 20% de la población mundial, recibe solo cerca del 2% de la inversión en energía limpia. No obstante, ya se han producido cambios fundamentales en la combinación del suministro eléctrico. Se prevé que las renovables superen al carbón como la mayor fuente de generación eléctrica mundial a mediados de 2026.
En China, el carbón sigue representando aproximadamente el 60% de la generación, pero las fuentes de bajas emisiones de carbono ya aportan cerca de un tercio de la electricidad, y prácticamente todo el crecimiento neto de la demanda eléctrica será cubierto por renovables, lideradas por la solar, la eólica y la hidráulica. En la UE, la eólica y la solar aportaron el 30% de la generación eléctrica en 2025, superando por primera vez a los combustibles fósiles (29%).En Estados Unidos, sin embargo, el progreso ha sido más lento en los últimos años y más dependiente del contexto político: el gas natural representa alrededor del 40% de la generación, las renovables el 22%-23% y la nuclear cerca del 18%.
Es probable que el rápido crecimiento de la capacidad renovable continúe. La IEA espera que, entre 2025 y 2030, la capacidad renovable instalada se duplique. Para 2030, se espera que alrededor de la mitad de la generación eléctrica mundial provenga del conjunto de renovables y nuclear, un nivel de penetración de bajas emisiones de carbono que hasta hace poco se consideraba una aspiración a largo plazo más que un resultado a corto plazo.
En los años hasta 2030, la demanda de electricidad se prevé que crezca aproximadamente 2,5 veces más rápido que la demanda total de energía final, según la IEA, debido a la electrificación en la industria, los vehículos eléctricos, los edificios, la refrigeración de espacios y, cada vez más, los centros de datos. Las ventas globales de VE alcanzaron el 26% de las ventas de turismos en 2025, frente al 21,7% en 20247y los recientes shocks geopolíticos y su efecto sobre los precios del gas están proporcionando ahora un impulso adicional, como se analiza más adelante en el informe. La transición energética está siendo impulsada cada vez más por la economía pura y dura más que solo por la política climática. El análisis del sector indica que la energía solar fotovoltaica combinada con almacenamiento en baterías ya es competitiva en costes frente al carbón y el gas en varios mercados.En resumen, la energía limpia ha pasado de ser un nicho subvencionado a integrarse en la lógica de inversión convencional.
La electrificación como estrategia geopolítica
Los conflictos recientes nos han recordado el desajuste intrínseco entre la dependencia de los combustibles fósiles y la seguridad energética en un mundo cada vez más fragmentado. Como resultado, se ha debatido ampliamente cómo la política energética estará cada vez más determinada por la exposición estratégica a la geografía, las rutas de suministro, el riesgo político y la optimización de costes, complementando los objetivos de descarbonización ambientalmente de los Estados.
Los combustibles fósiles difieren de las renovables en tres dimensiones geopolíticamente relevantes. En primer lugar, como es ampliamente conocido, las reservas están geográficamente concentradas. En segundo lugar, el consumo depende del transporte físico a través de gasoductos y rutas marítimas. En tercer lugar, como ha demostrado claramente el conflicto con Irán, el suministro global está expuesto a un número limitado de cuellos de botella críticos (p. ej., el estrecho de Ormuz). Algunas regiones están más expuestas a estos cuellos de botella que otras. Según la US Energy Information Administration y la International Energy Agency, los envíos de petróleo y GNL a través del estrecho de Ormuz en 2025 siguieron dirigiéndose de forma abrumadora hacia los mercados asiáticos, con alrededor del 80% de los flujos de crudo y la gran mayoría del GNL destinados a Asia.
Ampliar la oferta de combustibles fósiles no elimina esta vulnerabilidad: simplemente desplaza la exposición entre rutas y proveedores, reduciendo pero no eliminando el riesgo asociado a los cuellos de botella.
En los debates en torno a la política energética, se distingue cada vez más entre economías que dependen de la importación de combustibles fósiles pero se están electrificando estructuralmente (los llamados electroestados) y aquellas que siguen dependiendo de la combustión directa de combustibles (los petroestados).
Un electroestado se caracteriza por tener una proporción creciente del consumo total de energía final suministrado en forma de electricidad en lugar de mediante la combustión directa de combustibles. En este sentido, la electrificación convierte la energía desde una mercancía comercializada con riesgos geopoliticos en un servicio de infraestructuras producido a nivel nacional. China representa el ejemplo más claro de este modelo. China sigue estando muy expuesta al petróleo y gas importados, pero esta exposición ha reforzado, en lugar de debilitar, su compromiso con la electrificación y el despliegue interno de energía limpia.
Para los electroestados, la electrificación basada en renovables parece ser la estrategia económica más racional, tanto en términos de competitividad de costes como de resiliencia económica cuando se interrumpen los suministros de hidrocarburos, al menos en lo que respecta a la volatilidad de precios. Sin embargo, aunque una elevada capacidad de renovables puede reducir la volatilidad, no se traduce directamente en menores costes de la electricidad: mucho dependerá de cómo funcione el mercado mayorista de electricidad, cuyos diseños y objetivos regulatorios varían ampliamente entre países, y estas diferencias afectan de manera sustancial a cómo las renovables se trasladan a los costes. A diferencia de los combustibles fósiles, que se fijan a escala global, los precios de la electricidad son locales y están determinados por las normas de los mercados nacionales, las restricciones de la red y las decisiones institucionales.
En los sistemas liberalizados, la fijación de precios marginales tiende a reducir los precios medios a medida que aumenta la penetración de las renovables, pero también incrementa la volatilidad y comprime los ingresos de los productores durante periodos de elevada producción eólica y solar. Esto ha llevado a muchos países a complementar los mercados con contratos por diferencia, mecanismos de capacidad o remuneración regulada para sostener la inversión. Los sistemas más coordinados por el Estado recurren en su lugar a contratos a largo plazo o a precios administrados, reduciendo la volatilidad y los costes de financiación, pero a menudo trasladando los riesgos a los balances públicos y debilitando las señales de precios en tiempo real.
Como resultado, una elevada penetración de renovables no implica automáticamente menores costes eléctricos. Los resultados dependen de forma crítica del diseño de mercado, la infraestructura de transmisión y de cómo se asignan los costes de balanceo y flexibilidad , lo que convierte a los mercados mayoristas nacionales en un determinante clave del valor económico de la electrificación.
Estas diferencias estructurales ayudan a explicar por qué las ganancias de seguridad energética derivadas de la electrificación no son ni inmediatas ni lineales – y por qué los shocks geopolíticos también pueden producir reversiones a corto plazo. Tras el inicio de la guerra de Irán, por ejemplo, varias economías asiáticas incrementaron el uso de carbón a medida que los precios del GNL se dispararon y se redujeron los suministros de gas.
En la transición energética, por tanto, el deseo de seguridad energética está desempeñando por el momento un papel mayor que el deseo de reducir las emisiones de carbono. Pero las ganancias de seguridad energética derivadas de la electrificación no son automáticas; dependen de la infraestructura, la resiliencia del sistema y la capacidad de movilizar capital a gran escala. Esto desplaza la atención de los combustibles a las redes, y de los mercados a las instituciones. La transición energética está cada vez más mediada por las políticas industriales de los países, se reconozca explícitamente o no.
El papel creciente del Estado en los sistemas energéticos
Muchas grandes economías están dando ahora mayor énfasis al nearshoring y al friendshoring para reforzar la seguridad de sus cadenas de suministro de la electrificación. Esto implica reubicar o diversificar la fabricación y el procesamiento de materiales hacia regiones en estrecha proximidad o entre socios geopolíticos de confianza. Al reducir la dependencia de proveedores externos, los países buscan minimizar la exposición a cuellos de botella críticos, interrupciones del transporte marítimo y cambios de política impredecibles.
Estos ajustes, sin embargo, pueden reconfigurar las estructuras de costes, dado que la producción más cercana al país puede sacrificar algunas economías de escala. Este equilibrio requiere intervenciones activas de política industrial – por ejemplo, incentivos y alianzas estratégicas – para conciliar los objetivos de resiliencia con la competitividad en costes. Dos restricciones definen ahora esta fase de la transición energética. La primera es física y basada en la infraestructura: las redes, los interconectores y el almacenamiento determinan cada vez más cuánta generación limpia puede absorber el sistema. La segunda es industrial y basada en los recursos: la electrificación reduce la exposición a los combustibles importados, pero aumenta la dependencia de un conjunto concentrado de materiales críticos integrados en la generación, el almacenamiento y las redes. Abordar estas restricciones se ha convertido en un objetivo central de la política energética e industrial en las principales economías. BloombergNEF estima que serán necesarios 15,8 bn. de USD de inversión mundial en redes entre ahora y 2050 en su escenario base de transición energética. La mayor parte de esta inversión se destinará a activos físicos como líneas de transmisión, subestaciones y redes de distribución, lo que supone una expansión de aproximadamente 29 mn. de kilómetros de infraestructura de red.
Sin embargo, la AIE señala que, aunque el gasto en generación renovable casi se ha duplicado desde 2010, la inversión mundial en redes se ha mantenido en términos generales estable en torno a 300.000 mn. de USD al año. Para cumplir los objetivos climáticos y de seguridad energética, estima que la inversión en redes debe casi duplicarse hasta superar los 600.000 mn. de USD anuales de aquí a 2030, con un fuerte énfasis en la modernización y digitalización de las redes de distribución.
La urgencia de este reto sigue estando infravalorada, aunque la infrainversión ya se ha traducido en cuellos de botella del sistema. A escala mundial, la IEA estima que al menos 3.000 GW de proyectos renovables –incluidos unos 1.500 GW en fases avanzadas de desarrollo– están actualmente esperando en colas de conexión a la red. Esto equivale a cerca de cinco veces la cantidad de capacidad solar y eólica añadida en todo el mundo en 2022.13 Europa ofrece una ilustración clara de los costes de esto. Los costes de gestión de congestiones se aproximaron a 9.000 mn. de EUR en 2024, mientras que 72 TWh de electricidad predominantemente renovable fueron vertidos debido a cuellos de botella –equivalente a cerca del consumo eléctrico anual de Austria. La electrificación en EE.UU. tiene motores distintos. Históricamente, ha avanzado de forma desigual y a menudo impulsada por la demanda más que por un imperativo nacional de seguridad. Esto sigue siendo así : BloombergNEF estima que más del 80% de la nueva capacidad eléctrica añadida en EE.UU. en 2025 –entre solar, eólica y almacenamiento– estuvo impulsada por la demanda desde centros de datos, en particular los vinculados a la IA. El rápido aumento de la demanda eléctrica de los centros de datos está ejerciendo una presión creciente sobre las redes locales y la infraestructura de transmisión, y la inversión en redes en EE.UU. ha comenzado a responder, aumentando un 9,5% hasta 115.000 mn. de USD en 2025, todavía insuficiente frente a las necesidades del sistema.A finales de 2024, más de 10.300 proyectos (aproximadamente 1.400 GW de capacidad de generación y 890 GW de capacidad de almacenamiento) buscaban interconexión a la red en EE.UU.
A medida que la electrificación pasa a estar liderada por la infraestructura, también se vuelve más intensiva en materiales. Las tecnologías de energía limpia y las redes eléctricas dependen de grandes volúmenes de minerales críticos –incluidos cobre, aluminio, litio, cobalto y níquel– utilizados en aerogeneradores, paneles solares, baterías, electrónica de potencia y redes). Entre 2023 y 2024, la demanda mundial de litio aumentó casi un 30%, mientras que la demanda de níquel, cobalto y grafito se incrementó entre un 6% y un 8%. Con las trayectorias actuales, la demanda de minerales críticos podría duplicarse de aquí a 2030. Las cadenas de suministro de minerales críticos están además geográficamente concentradas y, en varios casos, dominadas por un reducido número de países. China alberga alrededor del 92% de la capacidad mundial de refinado de tierras raras y cerca del 77% del refinado de cobalto, lo que subraya la nueva exposición estratégica.