Los embalses hidroeléctricos afrontan el invierno en su nivel más bajo en tres años. La energía hidráulica máxima teórica disponible en el sistema español se sitúa en 10.425 GWh, el 45,3% de la capacidad total, según el último Boletín Hidrológico del Ministerio para la Transición Ecológica y el Reto Demográfico.
Son 235 GWh menos que en el boletín anterior y el 92,3% de lo que había hace un año. Para encontrar un registro tan bajo hay que retroceder a noviembre de 2023. La curva no engaña: tres ejercicios húmedos consecutivos han dado paso a un arranque seco del año hidrológico 2026-27, que comenzó el 1 de octubre.
El dato agregado incluye embalses de uso consuntivo, es decir, agua destinada a riego y abastecimiento. Si se aísla únicamente el volumen almacenado en instalaciones de uso hidroeléctrico, la energía disponible cae a 5.320 GWh. Y ahí el diagnóstico se agrava: se trata del peor arranque de año comparable con las medias de los últimos cinco y diez ejercicios.
Conviene precisar qué mide exactamente el boletín. La ‘energía hidroeléctrica calculada’ no es el agua embalsada, sino la producción máxima teórica que podría generarse con las reservas existentes si se turbinaran por completo. Es un indicador de potencial, no una radiografía física de los pantanos, y por eso el mercado lo utiliza como termómetro de precio.
Ese doble rasero estadístico explica por qué el asunto se presta a confusión. El indicador global está un 116,7% por encima de la media de los últimos cinco años y un 119,0% por encima de la de los últimos diez. La lectura correcta es la contraria a la que sugiere la complacencia: el listón de referencia lo fijaron los años excepcionalmente lluviosos de 2024 y 2025, no una reserva holgada.
Tajo y Duero, a un tercio de su capacidad
Los grandes embalses que producen electricidad en España están en la vertiente atlántica. Es ahí, en las cuencas del Duero y del Tajo, donde se concentra la capacidad y donde las reservas hidroeléctricas se encuentran actualmente a un tercio de su volumen.
La anomalía llega al detalle: el Júcar, una cuenca mediterránea de menor entidad, dispone en estos momentos de más energía que el Tajo. No es la fotografía habitual. El sistema depende de borrascas atlánticas continuadas para recuperar niveles, y esas borrascas no están llegando con la frecuencia necesaria.
Un año seco no encarece la luz por falta de agua, sino porque el agua deja de competir con el gas en la casación del mercado.
Las lluvias intensas de las últimas semanas, algunas de carácter torrencial, no cambian el diagnóstico. La mayor parte de ese volumen se pierde por escorrentía o queda en cuencas sin capacidad de generación. Los embalses que mueven turbinas necesitan aportaciones sostenidas, no episodios puntuales.
Del embalse al recibo: el hueco térmico que paga el consumidor
La hidráulica es la tecnología que más barato casa en el mercado mayorista. Cuando escasea, el operador del sistema necesita cubrir ese hueco con generación térmica, y son los ciclos combinados de gas los que asumen el respaldo. En un mercado de casación marginal, ese cambio de tecnología se traslada casi de inmediato al precio final.
El mecanismo es mecánico, no especulativo: si la última central necesaria para cubrir la demanda es de gas, el precio del pool lo fija esa central. Un invierno con poca agua y demanda alta es la combinación que más encarece la factura. El operador del mercado OMIE publica cada hora las casaciones donde se aprecia ese desplazamiento de tecnología.
Una señal adicional suele pasar desapercibida. Red Eléctrica habría pedido a varios ciclos combinados retrasar sus paradas de mantenimiento para mantener el mayor parque posible disponible. Es una decisión preventiva, pero también un reconocimiento implícito de que el margen de generación se estrecha.
Para el consumidor doméstico acogido a la tarifa regulada el traslado es directo, porque su precio horario se indexa al pool. En el resto de contratos, la traslación llega con las revisiones de precio y con la cobertura a plazo que cada comercializadora haya cerrado. En ambos casos la variable de partida es la misma: menos agua, más gas.
El riesgo tiene nombre técnico. La Dunkelflaute, la coincidencia de varios días con producción eólica y solar simultáneamente muy baja, es el escenario que más tensión genera en un sistema descarbonizado. Sin agua, sin viento y sin sol, el respaldo fósil se convierte en la única alternativa, y su precio no lo fija España sino el mercado europeo del gas. El concepto está descrito en la entrada de Wikipedia sobre la Dunkelflaute.
El riesgo no es la sequía, es la coincidencia
La discusión pública sobre el agua tiende a quedarse en la foto del pantano. El problema real es de sistema. España ha construido un mix eléctrico en el que la hidráulica ya no es la base, pero sigue siendo la tecnología que amortigua los picos de precio y la que aporta flexibilidad en las horas críticas. Cada megavatio que desaparece de esa función se sustituye por un combustible que se paga en euros y se negocia fuera del país.
La contradicción del momento es reveladora. El indicador agregado sigue por encima de las medias históricas y eso alimenta discursos tranquilizadores. Sin embargo, la métrica que realmente importa para la operación del sistema, la que aísla los embalses de uso hidroeléctrico, marca el peor arranque de la serie. Cuando dos datos apuntan en direcciones opuestas, el mercado suele mirar el primero. Hasta que el segundo se convierte en precio.
Tres años de agua abundante crearon la ilusión de que la hidráulica sobraba. El primer otoño seco demuestra cuánto dependía el sistema de ella.
Hay además un factor de calendario que juega en contra. El año hidrológico 2026-27 apenas ha cumplido cuatro semanas y ya arranca por debajo de las referencias de la última década. Las probabilidades de encadenar un cuarto ejercicio húmedo son reducidas por pura estadística, y la planificación del sistema estaría asumiendo ya un escenario seco para los próximos meses.
El invierno se decidirá en dos frentes que no dependen de España. El primero es la meteorología atlántica: si las borrascas llegan por el oeste, el panorama cambia en semanas. El segundo es el precio del gas en los hubs europeos, que fija el techo de lo que costará el respaldo térmico. Con ambos en contra, el pool difícilmente ofrecerá treguas a la factura doméstica.
Queda por ver si el ajuste se produce antes en los precios o en las reservas. El próximo boletín hidrológico semanal del Ministerio dará la primera pista sobre si octubre cierra con recuperación o con un nuevo mínimo. Y la primera ola de frío será la prueba real de hasta dónde aguanta el sistema sin la hidráulica a pleno rendimiento.
