1. Introducción

Señalábamos en el artículo anterior que los mercados energéticos están profundamente condicionados por la creciente inestabilidad geopolítica, los conflictos internacionales y las consecuencias de la actual agresión de Estados Unidos e Israel a Irán y la respuesta de este. Las consecuencias ya están siendo muy graves y, probablemente, a medio plazo, van a empeorar, lo que va a exigir complementos muy significativos al Plan Integral de Respuesta a la Crisis en Oriente Medio en España, ante lo que se muestra como una dinámica de guerra larga y de derivaciones imprevisibles. Ya Donald Trump ha mostrado que puede generar cualquier medida irresponsable y agravadora de la ya de por sí inestable situación global, apoyada por y con socios y co-beneficiarios de la guerra como las grandes tecnológicas (Big Tech) y, en particular, Palantair, cuyos gestores, a similitud de Elon Musk, tienen posicionamientos muy alejados de la democracia y de los derechos humanos.

Trump ha decidido el bloqueo del Estrecho de Ormuz desde el 13 de abril, aceptando que los altos precios de la gasolina y del diésel en EEUU podrían durar hasta las elecciones de mitad de mandato en noviembre, aunque el partido republicano empieza a entrever las negativas consecuencias electorales de este hecho. Pero está logrando que los mercados bursátiles y de futuros sufran continuos vaivenes especulativos que sus noticias erráticas generan en la bolsa, para beneficio directo de los especuladores, incluida su propia familia.

Es evidente que Trump está logrando sus objetivos de debilitar a la UE y, en menor medida, a China y a sus principales competidores en el sistema energético mundial, volviendo a disparar los beneficios de las multinacionales energéticas y de defensa americanas que financian sus campañas electorales, al conseguir precios de los combustibles fósiles que hacen rentable el “fracking” generalizado en EEUU, a la vez que consiguen aumentar la dependencia de la UE de los combustibles fósiles de EEUU. En paralelo, disminuye la competitividad de la UE por el incremento de precio de sus materias primas, potenciando la producción estadounidense, para lo que no va a renunciar a medidas tipo nuevos aranceles (ahora del 25% para automóviles y camiones europeos) o incumplimientos de los acuerdos o reglas internacionales que sean necesarios con este fin.

Partíamos en el artículo anterior de cómo el cierre de la producción y envío de petróleo y gas en países relevantes de Oriente Medio, además del cierre práctico del Estrecho de Ormuz, simultáneamente por Irán y EEUU, iba a incrementar el precio de la energía y las materias primas; lo que afectaría, primero, a los sectores del transporte, aluminio, níquel, productos químicos, agricultura y a la fabricación de semiconductores, incidiendo después en el incremento de las desigualdades, la potencial recesión económica con inflación (estanflación), la polarización social y la caída de la salud y bienestar ciudadano. Porque, inevitablemente, la falta de acceso al petróleo y al gas y su encarecimiento están obligando a muchos países a retornar al uso del carbón como sustitutivo, lo que va a incidir en mayores emisiones de gases de efecto invernadero (GEI), mayor concentración de gases de efecto invernadero en la atmósfera, aceleración del calentamiento global previsto y de los efectos negativos de fenómenos meteorológicos extremos y mayor contaminación aérea.

En línea con lo recogido por el FMI en su informe de abril de 2026, señalábamos que si la interrupción se alargaba —y así ha prometido Trump— los países más afectados irían consumiendo sus reservas estratégicas de gas, petróleo y materias primas afectadas, de las que entre la cuarta y quinta parte del suministro mundial depende de Oriente Medio. Lo que afectaría de forma destacada a sus precios y a la repercusión de estos sobre la economía global. En ese sentido, establecíamos unos Escenarios que, actualizados a 30 de abril de 2026, muestran variaciones muy sensibles al alza respecto a lo reflejado en el artículo anterior, agravando las previsiones negativas, sobre todo en lo que hace referencia al gas y, consecuentemente, a su repercusión sobre el precio de la electricidad, en particular en España:

En el artículo anterior ya señalamos que las consecuencias más relevantes de la agresión estadounidense/israelí (aparte de las vidas y destrucción patrimonial en los países directa o indirectamente afectados por su agresión y la respuesta iraní) previsiblemente incidirían sobre la inflación y el relativo estancamiento/recesión económica en una economía global que había conseguido doblegar en gran parte la dinámica inflacionaria derivada de 2022; pero donde todavía persisten riesgos desiguales para el crecimiento del PIB global, por la carga de la deuda pública y por los fuertes niveles de endeudamiento que pueden generar impagos y crisis financieras en el mundo en desarrollo, y en el que el sector financiero informal gana posiciones de poder, como se señala en el WEO del FMI publicado el 14 de abril de 2026 antes citado.

2. Plan Integral Español de Respuesta a la Crisis en Oriente Medio

Con los objetivos de mitigar el impacto inmediato de la crisis energética, proteger a los hogares vulnerables y a los sectores productivos estratégicos, así como para reducir la dependencia energética exterior y reforzar la soberanía energética y la resiliencia económica de España, el Real Decreto 7/2026, por el que se aprueba el Plan Integral de Respuesta a la Crisis en Oriente Medio, entró en vigor el 21 de marzo y ha incidido en cambios temporales y en otros que pretenden una modificación estructural, con un coste aproximado de unos 5.000 millones de euros, lo que no deja de tener repercusiones sobre unas finanzas públicas españolas caracterizadas por altos niveles de deuda y de riesgo si se produce una elevación en el coste de su financiación por el alza de los tipos de interés.

En síntesis, las medidas que incorpora se pueden clasificar en los siguientes grupos:

Medidas energéticas y sociales, con el fin de evitar la subida de los precios de la cesta de la compra, en paralelo al fortalecimiento de los poderes de supervisión y sanción del Estado para evitar efectos especulativos con alzas de precios injustificados en la cadena alimentaria o productiva.

  • Rebaja temporal de la fiscalidad energética, con medidas discutibles al no ser discriminatorias, lo que siempre beneficia a los mayores consumidores energéticos, que coinciden con los niveles de renta más elevados; no presiona para reducir los consumos de energías fósiles (debería reducir solo consumos y generación eléctrica con energías renovables), lo que incidiría en el necesario cambio de modelo de consumo energético, y solo son aceptables por su facilidad y rapidez de implantación y gestión:
    • Rebaja del IVA energético: reducción temporal del IVA de la electricidad, gas natural, pellets, leña, carburantes y combustibles del 21% al 10% hasta el 30 de junio de 2026. Aplicable a contratos eléctricos ≤10 kW y consumidores vulnerables.
    • Impuesto Especial sobre Electricidad: reducción hasta los mínimos permitidos por normativa europea, situándose en 0,5 €/MWh para usos profesionales y 1 €/MWh para el resto.
  • Prórroga y ampliación del bono social eléctrico y térmico, con una ampliación presupuestaria del bono social térmico de 90 millones de euros adicionales para 2026, sumados a los 335 millones ya previstos.
  • Prohibición de cortar suministros esenciales (agua, luz y gas) a consumidores vulnerables desde el 1 de enero hasta el 31 de diciembre de 2026.
  • Flexibilización de contratos de gas y electricidad para empresas. Los autónomos y empresas podrán modificar potencias contratadas sin restricciones hasta el 31 de diciembre de 2026.
  • Reducción de peajes eléctricos para industrias electrointensivas.
  • Refuerzo de la supervisión y sanciones en el mercado de combustibles.

Impulso a la transición energética con cambios estructurales que aceleren la electrificación de la economía española y el despliegue de energías renovables, a la vez que se incrementa la capacidad de almacenamiento eléctrico, reduciendo la dependencia energética del exterior. El objetivo es promover la sustitución de combustibles fósiles por electricidad renovable en la climatización, el transporte o los procesos industriales, así como mejorar la eficiencia energética del conjunto de la economía.

  • Aceleración del despliegue de renovables y almacenamiento eléctrico.
    • Información pública reforzada: ampliación del plazo de exposición pública de proyectos renovables de 30 a 45 días hábiles.
    • Canon “cero” de almacenamiento de gas para capacidad que supere el equivalente a 20 días de consumo o ventas firmes.
  • Incentivos para electrificación de hogares e industrias.
    • Despliegue de bombas de calor, mediante coeficientes multiplicadores en Certificados de Ahorro Energético (CAE).
  • Impulso al autoconsumo y comunidades energéticas.
    • Autoconsumo colectivo: ampliación de la distancia máxima entre generación y consumo hasta 5 kilómetros.
    • Reserva para autoconsumo: liberación del 10% de la capacidad reservada en concursos de generación.
  • Regulación de zonas de aceleración renovable (ZAR).
  • Desarrollo del hidrógeno renovable y del biometano.
  • Nuevas reglas de acceso a la red eléctrica para evitar acaparamiento especulativo.
    • Prestación por reserva de capacidad eléctrica: nuevo pago obligatorio para permisos de acceso ≥ 1 kV, aplicable desde la concesión hasta el inicio de actividad.
    • Compensación de la reserva de capacidad: devolución del 100% de los pagos el primer año y hasta el 80% en años sucesivos mediante minoración de peajes.
    • Caducidad de permisos: exigencia de hitos obligatorios a los 12 meses, 3 años y 4 años para mantener permisos de acceso eléctrico.
    • Centros de datos: obligación de acompañar nuevos consumos eléctricos con generación renovable equivalente.

Apoyo económico e industrial

  • Ayudas directas a transportistas, agricultores, ganaderos y pescadores.
  • Suspensión de causa de disolución: las pérdidas de 2020 y 2021 no computarán en 2026.
  • Reavales del ICO para empresas de transporte (hasta 2.000 millones de euros).
  • Medidas de apoyo a exportadores afectados por cancelaciones internacionales.
    • Apoyo ICEX a exportadores.
  • Creación de la figura de Proyectos Estratégicos de Inversión.
  • Refuerzo de sanciones en el sistema gasista (multas de hasta 30 millones de euros).

Industria y descarbonización

  • Impulso de contratos por diferencia de carbono.
  • Transformación del fondo FERGEI en Fondo para el Impulso de la Descarbonización Industrial.
  • Incentivos para sustituir combustibles fósiles por electricidad renovable e hidrógeno en sectores intensivos en energía.

En ese sentido, el nuevo RD 7/2026 complementaría las medidas adoptadas tras el “apagón” del 28 de abril de 2025, que obligó a adoptar acciones urgentes por parte del Gobierno español a través del Real Decreto-ley aprobado el 24 de junio de 2025 (RDL 7/2025), con similares objetivos de incrementar la electrificación de la economía, aumentar la resiliencia del sistema eléctrico, potenciar el almacenamiento, flexibilizar el sistema eléctrico y establecer mecanismos de capacidad.

En síntesis, este RD 997/2025, de 5 de noviembre, tenía como objetivos: reducir la dependencia de las energías fósiles mediante la electrificación de la climatización, el transporte y la industria, reduciendo la vulnerabilidad energética exterior; potenciar un uso eficiente de las redes, priorizando proyectos reales y maduros frente a prácticas especulativas de acaparamiento de capacidad; y reforzar la resiliencia energética con un desarrollo acelerado de renovables, del almacenamiento y del autoconsumo para contener costes energéticos y reforzar la competitividad económica.

Para ello, regula aspectos básicos como:

1.Electrificación y eficiencia energética

  • Impulso a bombas de calor: creación de incentivos mediante Certificados de Ahorro Energético (CAE), con coeficientes multiplicadores, para sustituir sistemas fósiles por eléctricos renovables.
  • Refuerzo del sistema CAE: el número de expedientes pasa de 700 en 2024 a 4.000 en 2025, con previsión de 8.000 en 2026, encargándose temporalmente a OMIE la gestión de la plataforma.
  • Deducción por autoconsumo: deducción fiscal del 10% para instalaciones de autoconsumo renovable y almacenamiento realizadas entre el 1 de enero y el 31 de diciembre de 2026.

2.Acceso y capacidad de red eléctrica

  • Prestación por reserva de capacidad: nuevo pago obligatorio para permisos de acceso y conexión de demanda ≥ 1 kV, aplicable hasta el inicio efectivo de actividad.
  • Compensación económica de peajes: devolución del 100% de pagos el primer año y hasta el 80% acumulado en años sucesivos mediante reducción de peajes eléctricos.
  • Exención urbanística e industrial: no pagarán la reserva de capacidad determinados desarrollos urbanísticos y polígonos industriales compartidos.
  • Control anti-especulación: obligación de incluir código CNAE en permisos eléctricos ≥ 1 kV y prohibición de cambios relevantes posteriores de actividad.
  • Caducidad de permisos: mantenimiento condicionado al cumplimiento de hitos temporales y actividad efectiva para liberar capacidad bloqueada.
  • Diagnóstico de saturación: el documento señala que cerca del 90% de la capacidad de distribución estaba concedida a proyectos sin uso efectivo.

3.Renovables, autoconsumo y almacenamiento

  • Reserva de capacidad para autoconsumo: liberación del 10% de la capacidad reservada en concursos para nuevas instalaciones renovables asociadas a autoconsumo.
  • Condición mínima de consumo: exigencia de que la potencia contratada en P1 represente, al menos, el 50% de la potencia instalada de generación renovable.
  • Duración limitada de la reserva: la capacidad liberada para autoconsumo tendrá vigencia máxima de 2 años antes de volver al sistema general de concursos.
  • Impulso al almacenamiento energético: integración del almacenamiento como elemento prioritario para flexibilizar y reforzar el sistema eléctrico.

En síntesis, se pretende flexibilizar los plazos para la instalación de proyectos eólicos y fotovoltaicos, y posibilitar que todas las renovables pudieran poner en marcha “rampas de subida y bajada” para evitar fallos en cascada y participar, de forma remunerada, en el control de la tensión (a través del grid forming). Con ello se busca establecer un respaldo del sistema eléctrico que aumente su resiliencia, corrigiendo los factores que incidieron en el “apagón” del 28 de abril de 2025. Se establecen también mecanismos y protocolos para todos los agentes eléctricos, con obligación de mayor transparencia y datos en tiempo real, reforzando la capacidad de inspección de la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia (CNMC).

Se pretende combatir, entre otros aspectos, la volatilidad en los precios eléctricos en el mercado mayorista, el progresivo aumento de los vertidos de energía a precio cero, o las dificultades administrativas para llevar a operación los proyectos aprobados y con permisos de conexión a las redes eléctricas, con respecto a las cuales había quedado de manifiesto su inadecuación a las demandas potenciales de la demanda y a la capacidad actual de la oferta. Por ello, el Ministerio para la Transición Energética y el Reto Demográfico (MITECO) ha impulsado una red de transporte de electricidad para el periodo 2025-2030, con unas inversiones del orden de 13.600 millones de euros, dirigidas a integrar energías renovables, mejorar interconexiones y apoyar la electrificación industrial.

En ese sentido, hay que destacar que sigue vigente una muy débil interconexión de la red eléctrica ibérica con Francia y el resto de la UE, con una capacidad comercial de intercambio con el sistema europeo que sigue representando solo un 4% de la capacidad de producción instalada en España, un porcentaje que está muy por debajo del mínimo recomendado por Bruselas.

En última instancia, las medidas pretenden acelerar la descarbonización de la economía y reducir la dependencia energética española con una reestructuración del sistema eléctrico que evite alteraciones como el “apagón” registrado el 28 de abril de 2025. Sin embargo, sus resultados solo han sido parcialmente logrados a lo largo de 2025.

Así, como señala la Fundación Renovables, se puede considerar muy positivo que la potencia instalada de almacenamiento de baterías haya crecido un 589% entre abril de 2025 y abril de 2026, pasando de 28 MW a 193 MW, fundamentalmente desde octubre de 2025, fecha a partir de la que se genera un crecimiento espectacular del almacenamiento; además, con un almacenamiento vinculado al autoconsumo (baterías detrás del contador), que ha crecido un 119%, pasando de una capacidad de 155 MWh a 339 MWh, siendo el sector residencial (crecimiento del 155%) el que más avance ha registrado tras el apagón, frente a un 95% en el comercial/industrial. Sin embargo, en 2025, se desaprovecharon 5.414 GWh de electricidad generada con renovables, que fueron vertidos por saturación de la red, lo que muestra la necesidad de impulsar y agilizar, aún más, el despliegue de almacenamiento, especialmente en modalidad hibridada, para garantizar que toda la electricidad generada puede llegar a consumirse. Y, tras el apagón, Red Eléctrica Española (REE) activó un sistema de refuerzo basado en un mayor uso de los ciclos combinados de gas para generar electricidad que diera más estabilidad y seguridad al sistema eléctrico, que se ha mantenido hasta la actualidad, aumentando un 50% la producción eléctrica generada con gas entre mayo y diciembre de 2025, con significativas mejoras de los beneficios de las grandes empresas eléctricas propietarias de las plantas de ciclos combinados, pero con un incremento del orden del 9% en las emisiones de CO2 del sector eléctrico de 2025 respecto a 2024 y un incremento en los costes de los servicios de ajuste, que han pasado de los 0,017 euros/kWh de febrero de 2025 a los 0,029 euros/kWh en febrero de 2026. Lo que ha tenido un reflejo negativo en el precio medio de la electricidad y en la repercusión en el usuario del mercado regulado (PVPC).

3. Una evolución de la dependencia energética lejos de los objetivos perseguidos

En el artículo anterior de esta Sección concluíamos que la importación de productos petrolíferos y de gas natural era fundamental en la definición de la dependencia energética, pero su evolución hasta 2025 mostraba que estamos lejos de los objetivos perseguidos en el PNIEC 2023-2030. Así, conjuntamente, representaron el 67,2% de la energía primaria total española en 2024. Y aunque el PNIEC 2023-2030 pretendía que esta dependencia bajara al 61,1% en 2025 y al 53,3% en 2030, lo cierto era que, entre 2019 y 2025, las importaciones de crudo solo se han reducido en un 7,4% (de 66.319 t en 2019 a 61.423 t en 2025), lejos de la prevista reducción del 15%, recogida en el PNIEC 2023-2030. Lo que muestra que no se ha logrado avanzar en este objetivo con las políticas ejecutadas y que es poco probable conseguir el objetivo de 2030, que implicaba una reducción del 32% respecto a 2019. Y algo similar cabe señalar con respecto a la importación de gas, cuya evolución es similar, con una reducción, en 2025, del 11% respecto a 2019, cifra muy lejana a la prevista reducción del PNIEC del 27,7% en 2025 respecto a 2019, lo que hace muy difícil, igualmente, conseguir el objetivo intermedio perseguido.

Además, señalábamos que, atendiendo a los últimos datos de CORES para la producción de 2025, al último Balance Energético de España de 2024, publicado el 03/12/2025, y al balance provisional disponible para 2025, homogeneizado respecto a los criterios del Balance de 2024, la disminución en la relación del porcentaje de energía importada respecto a la energía primaria total en 2024 y 2025 se situaría en el entorno del 68%, muy por encima del 61% previsto en el PNIEC para 2025, con diferencias negativas en todos los aspectos buscados, salvo en el de la producción de gas, gracias al creciente papel del biogás, y en la producción de los residuos no renovables.

Es evidente que conseguir los objetivos del PNIEC de reducción de emisiones y de disminución de la dependencia energética implica, en primer lugar, la reducción de la energía primaria total consumida, pero se está registrando un incremento en la misma (del 2% entre 2024 y 2025). En segundo lugar, es fundamental lograr el crecimiento de las energías renovables, pero este se encuentra un 14% por debajo de lo previsto en el PNIEC para 2025. Además, es preciso avanzar en la electrificación de la economía, fundamentalmente del transporte, y lograr un ahorro y mejora de la eficiencia energética en todos los sectores productivos.

En todo caso, el conjunto de medidas a adoptar debería incidir en cambiar la tendencia en las importaciones de petróleo, que, como apreciamos en la Figura siguiente, ya comentada en el artículo anterior, sigue siendo creciente.

Ya señalábamos en el artículo anterior que el alto volumen de importaciones frente a la escasa producción interior de crudo (1.298 t en 2025), que significa poco más del 2% del total importado (61.423 t en 2025), era un elemento fundamental de la dependencia energética que era necesario reducir drásticamente. Además, la Figura siguiente muestra la importancia de las actuaciones en el campo del transporte, ya que, pese a los cambios en la estructura del parque de vehículos pretendida con la potenciación del vehículo eléctrico e híbrido, el gasóleo sigue representando más de la mitad del consumo; las gasolinas reflejan una tendencia creciente acusada, situándose cerca del 13% del consumo, que corresponde también, respectivamente, a querosenos y fuelóleos. El crecimiento de los vehículos híbridos de gasolina (más del 50% de los matriculados en 2025) explica en parte esta evolución, y el turismo extranjero está claramente ligado con la tendencia creciente en el consumo de queroseno.

Con respecto al gas, las importaciones siguen una línea ligeramente descendente desde 2004 a 2025, aunque con una tendencia menor a la exigida para cumplir los objetivos del PNIEC. Se produce una progresiva sustitución del gas natural licuado (GNL) por el gas natural (GN) tras la crisis de 2008, hasta 2015, pero desde 2018 hasta la actualidad recupera posiciones en el total, representando, en 2025, el 67% de las importaciones, frente a solo el 33% del gas natural. Lo que está ligado a la sustitución de las fuentes de importación y, fundamentalmente, al incremento de las importaciones de GNL desde EEUU a partir de 2022, que ha multiplicado por 5 su participación en las importaciones españolas de crudo y casi por 3 su participación en el gas, de 2019 a 2025, convirtiéndose este país, tras Argelia, en el principal suministrador de gas para España.

También hay que destacar los cambios registrados en la producción de gas española, resaltando el papel creciente del biogás, desde 2017, y la tendencia decreciente en el consumo de gas, tanto en el consumo convencional como, sobre todo, en el consumo para generación eléctrica, por la señalada creciente participación de la generación renovable en la misma.

4. Reflexiones finales

La energía es uno de los sectores que mayor transformación global, europea y española ha registrado desde 2022, está registrando y pretende registrar hasta el horizonte de 2050 y después. Y ello porque es básico avanzar en la autosuficiencia, en la descarbonización y en un acceso energético justo generalizado, que serían elementos fundamentales para el avance en una transición ecosocial autosuficiente deseable.

Así adquiere toda su relevancia el objetivo del PNIEC 2023-2030 de asegurar un abastecimiento energético que satisfaga las necesidades de una demanda consistente con el bienestar social de sus ciudadanos, promoviendo una profunda transformación del sistema energético, que está pasando de un sistema fuertemente oligopolista, basado en combustibles fósiles y centralizado, a uno con un crecimiento de la capacidad y peso de las energías renovables y del autoabastecimiento. Pero no a la suficiente velocidad y sin aprovechar adecuadamente los potenciales de las ventajas que España presenta en renovables, sin lograr un despegue suficiente de los vehículos eléctricos y sin conseguir una sustitución de los combustibles fósiles por bombas de calor en el sector residencial y productivo.

Hemos visto que España ha tenido un crecimiento de las renovables que ha ayudado a evitar importaciones de petróleo y de gas, incrementando, aunque de forma todavía muy insuficiente, su independencia energética y logrando reducir los precios mayoristas de la electricidad por debajo de la media de la UE. No obstante, las importaciones de combustibles fósiles siguen teniendo una tendencia inadecuada a los objetivos perseguidos.

Complementariamente, la guerra desatada por EEUU e Israel en Oriente Medio está teniendo unas consecuencias que están llevando a que la UE recupere objetivos del Pacto Verde Europeo de 2019, que estaban registrando una clara recesión ante el avance de políticas permisivas con el mantenimiento de actividades basadas en combustibles fósiles. Y en este marco entraría la propuesta presentada a la Comisión Europea por varios países (España incluida) para gravar los beneficios “caídos del cielo” de las empresas energéticas por los efectos de la guerra y del cierre del Estrecho de Ormuz, en los que no se diferencia el origen de esos beneficios, directamente asociados al incremento de los precios del petróleo y gas recogidos en la Introducción a este artículo, lo que puede llevar a efectos negativos para las energías renovables si no se diferencian a la hora de repercutir esos impuestos.

El impuesto al beneficio extraordinario debe preservar las inversiones en tecnologías renovables de origen autóctono, incidiendo únicamente en los beneficios que provienen del consumo de gas, uranio y petróleo, y preservar lo asignable al autoconsumo renovable o a la generación y consumo asociado a energías renovables.

Por otra parte, la UE debe presionar en mucha mayor medida para lograr los objetivos establecidos de fortalecimiento de las interconexiones ibéricas con el resto de los sistemas vecinos y, en particular, con Francia, con la que, pese a las inversiones ya en marcha que duplicarán la capacidad de intercambio en casi un 50%, todavía se está muy lejos de los objetivos fijados por la propia UE.

En todo caso, hay que valorar muy positivamente las medidas reguladas a lo largo del último año por España, si bien será necesario evaluar sus consecuencias a mediados de este año, cuando se consoliden las medidas coyunturales previstas para junio de 2026 y se haya visto la evolución seguida y los efectos derivados de la agresión de EEUU e Israel y las respuestas de Irán a la misma.