La demanda de carbón va camino de cerrar 2026 en su nivel más alto jamás registrado. La Agencia Internacional de la Energía ha anticipado un repunte global del consumo en su actualización de mitad de año, empujado por las restricciones comerciales que siguen al cierre del Estrecho de Ormuz y por un gas natural encarecido. Varias economías han vuelto a quemar mineral para tapar el hueco.
La AIE anticipa un récord mundial de demanda de carbón
El diagnóstico aparece en la actualización de mitad de año del organismo, difundida en plena resaca del cierre del estrecho. La AIE espera que el uso de carbón aumente en varias regiones del mundo a lo largo de 2026 como consecuencia directa del encarecimiento del gas natural. El informe, recogido por Oilprice.com, describe un cambio de dirección más que un ajuste estadístico: el consenso sectorial manejaba una demanda estabilizada en torno a máximos y el shock energético de este ejercicio ha devuelto la curva al alza.
La lógica del mecanismo es conocida. Cuando el gas se encarece, las compañías eléctricas con parque dual —capaces de quemar gas o carbón en la misma instalación— desplazan generación hacia el mineral, más barato por tonelada. Ese arbitraje ya se vio en 2022, cuando la crisis energética europea devolvió a Alemania, Italia y Países Bajos centrales que estaban en la rampa de cierre. El detonante ahora no está en Ucrania, sino en el golfo Pérsico.
En esta ocasión el factor añadido es la logística. Las existencias de crudo están tensionadas y la reposición depende de de rutas marítimas que atraviesan una de las densidades de tráfico energético más altas del planeta. El estrecho concentra buena parte de los flujos de crudo y de gas licuado que conectan el Golfo con Asia y con Europa. Cuando ese tránsito se restringe, el petróleo y el gas se encarecen al mismo tiempo; el carbón, en cambio, viaja por otras rutas y se negocia en mercados más fragmentados.
La paradoja es que el regreso al carbón coincide con un despliegue renovable que no llega a tiempo. La propia agencia reconoce el desfase en su nota: la capacidad renovable se amplía, pero lo hace de forma gradual, mientras la demanda eléctrica se mantiene firme o crece en las economías emergentes. El hueco que dejan el petróleo y el gas restringidos es demasiado grande para cubrirlo con nueva capacidad en un solo ejercicio.
Alguien tiene que generar la electricidad que falta. Y ese alguien, este año, es el carbón. No se trata de que el mundo haya dejado de instalar paneles y aerogeneradores, sino de que la potencia que sustituye al gas restringido no se improvisa: entre la decisión de inversión y el primer kilovatio hora hay años.
El carbón no ha vuelto porque el mundo haya renunciado a descarbonizarse, sino porque el gas y el crudo se han vuelto intermitentes por razones geopolíticas.
Por qué el cierre de Ormuz devuelve el carbón al sistema eléctrico
El informe no detalla qué países han dado marcha atrás, y ahí está parte del problema: sin nombres ni volúmenes, la magnitud del giro queda difusa. Los candidatos naturales son las economías con parque térmico propio y dependencia elevada del gas importado. Un país con centrales de carbón infrautilizadas y buques de gas licuado atados a una ruta tensionada tiene un incentivo evidente para reabrir lo que ya tiene construido.
Hay otro vector, y es el precio. La AIE sitúa el encarecimiento del gas natural como causa directa del repunte, y ese encarecimiento no se corrige con decretos. El mercado del gas licuado es global y marginalista: basta con que un exportador pierda acceso a su ruta habitual para que el precio de referencia se contagie en todos los continentes. El carbón térmico, con productores repartidos entre Australia, Indonesia, Colombia, y Sudáfrica, ofrece una respuesta más elástica en el corto plazo.
España mira este movimiento desde la barrera. El parque de carbón nacional está prácticamente desmantelado tras el cierre escalonado de la última década y los grupos que siguen operativos apenas cubren una fracción testimonial del mix. El hueco que deja el gas caro no lo cubrirá aquí el mineral, sino la nuclear, el ciclo combinado que aguante el precio y, sobre todo, la generación renovable. La factura española se decide en el mercado del gas, no en la mina.
Ese arbitraje tiene consecuencias en cadena. Las eléctricas que alargan la vida de sus centrales de carbón postergan inversiones previstas en almacenamiento y en redes, y los fabricantes de equipos térmicos recuperan pedidos que daban por perdidos. El efecto es incómodo para los planes climáticos corporativos: cada extensión de vida útil se anuncia como temporal y casi ninguna lo es tanto como se promete.
La seguridad de suministro ha vuelto a ganarle la partida al calendario climático, y lo ha hecho sin que nadie discuta abiertamente ese orden de prioridades.
La contradicción de 2026: seguridad de suministro contra descarbonización
Este episodio no es nuevo en la historia energética; responde a un patrón. El primer shock del petróleo, en 1973, empujó a Europa hacia el carbón y la nuclear con la misma lógica que ahora: asegurar el kilovatio antes de discutir su huella. La invasión de Ucrania reprodujo el guion en 2022 y la respuesta fue idéntica. Lo que cambia es el contexto financiero: el carbón llega a este repunte con menos financiación bancaria, con aseguradoras retiradas y con una parte del capital institucional que ya no lo toca.
Esa contradicción es el verdadero riesgo del año. El mundo puede cerrar 2026 con un récord de demanda de carbón y, al mismo tiempo, con una capacidad renovable instalada también en máximos. Las dos cosas son ciertas porque miden cosas distintas: una mide lo que se quema, la otra lo que se construye. El problema es el desfase temporal entre ambas, y ese desfase es el que decide las emisiones de un ejercicio concreto.
Queda por saber si el pico será de un año o de varios. La respuesta depende de dos variables que no controla ningún ministerio: la reapertura efectiva del estrecho y la evolución del gas licuado de cara al invierno. Si el tránsito se normaliza y el gas se abarata, el carbón retrocederá por la misma puerta por la que entró y el récord quedará como una anomalía estadística. Si la restricción se cronifica, la anomalía se convertirá en tendencia y los planes de cierre de centrales acumularán un nuevo retraso.
El sector mira ya a dos citas concretas. La primera es el comportamiento del mercado del gas en el arranque de la temporada de calefacción, en octubre. La segunda, el informe anual de carbón que la AIE publica tradicionalmente en diciembre, donde la agencia tendrá que decidir si eleva su escenario de demanda o mantiene la senda de estabilización que venía defendiendo. De ese documento saldrá la primera estimación seria de si 2026 ha sido un bache de doce meses o un cambio de rumbo estructural.
