Mañana, el recibo de la luz da un vuelco. El precio medio del PVPC para el martes 12 de mayo escala un 31,47% respecto al lunes, según los datos horarios publicados por OMIE. Nada más empezar el día, el mercado mayorista ya anticipaba una jornada de alto voltaje para el consumidor regulado.

El desglose horario revela que diez franjas –la mitad del día– superarán la barrera psicológica de los 100 euros/MWh. Las peores horas se concentran al anochecer, un patrón que castiga a quien no puede evitar encender el horno o la calefacción cuando vuelve a casa. En la mayor parte de esos tramos, el precio se mueve en una banda de 100 a 135 euros/MWh, con picos que rozan los 140 a última hora de la tarde.

Diez horas por encima de los 100 euros/MWh: el mapa del martes

La estructura del PVPC, que traslada al consumidor el precio horario del mercado mayorista, hace que mañana cualquier decisión doméstica tenga consecuencias directas en la factura. La hora más cara –las 21:00– marcará alrededor de 134 euros/MWh, mientras que la madrugada ofrecerá el único respiro, con precios inferiores a 70 euros/MWh entre las 03:00 y las 05:00. A lo largo de la mañana, la tarifa irá escalando de forma progresiva, superando el umbral de los 100 euros ya a partir de las 08:00.

Para los hogares que disponen de discriminación horaria, la ventana de ahorro se reduce prácticamente a las horas nocturnas. Quienes carecen de este contrato y tienen un consumo uniforme a lo largo del día se enfrentan a una media diaria que supera los 103 euros/MWh. La mayoría de las horas se sitúa por encima de esa cota, lo que convierte al 12 de mayo en una de las jornadas con más tramos caros del mes.

Gas caro y poco viento: las razones de la subida

La presión sobre el PVPC no surge de un único factor. El precio del gas natural en el mercado ibérico, según MIBGAS, ha repuntado en las últimas sesiones y se sitúa por encima de los 40 euros/MWh. Este incremento encarece directamente el coste de las centrales de ciclo combinado, que marcan el precio marginal en muchas horas del día. A la vez, la generación eólica –que habitualmente tira del precio hacia abajo– se ha desplomado: la previsión de viento para mañana apenas alcanza para cubrir un 8% de la demanda, según los datos del gestor técnico.

Esa combinación deja vía libre a las tecnologías más caras, sobre todo durante la punta de consumo que va de las 19:00 a las 22:00. No es una casualidad: en esa franja la demanda tira con fuerza y, sin suficiente renovable barata, el gas toma el relevo. Como resultado, el precio medio diario da un salto del 31,47%, una variación que los consumidores ya notarán en el próximo ciclo de facturación.

La contradicción de un sistema renovable que sigue dependiendo del gas

Yo llevo años escuchando que España lidera la transición energética gracias a sus aerogeneradores y a sus placas solares, pero cada vez que la meteorología falla, la tarifa eléctrica vuelve a depender del gas como si nada hubiera cambiado. La subida de mañana es un recordatorio incómodo de que, sin almacenamiento masivo ni una gestión activa de la demanda, la promesa de una luz barata y limpia se desvanece en cuanto el viento se detiene.

Los ciclos se repiten: en cuanto las temperaturas suben y el aire acondicionado dispara el consumo, el precio del gas vuelve a dominar. Mientras, la capacidad de almacenamiento con baterías apenas cubre unas horas y los proyectos de hidro bombeo avanzan a paso lento. Así, lo que el sistema gana en capacidad renovable instalada lo pierde en flexibilidad real cuando más se necesita. Cuando los precios superan los 100 euros/MWh en diez horas del día, el mercado está enviando una señal clara: o aceleramos las infraestructuras de respaldo, o los consumidores seguirán pagando la factura de esta contradicción.

No quiero ser catastrofista, pero conviene que la agenda política tome nota. La próxima subasta de almacenamiento, prevista para finales de 2026, no resolverá nada a corto plazo, y mientras tanto, episodios como el de mañana se repetirán con más frecuencia. Los hogares, mientras, harán lo que siempre: apagar los electrodomésticos a las ocho de la tarde y esperar a que amanezca.

Catorce millones de barriles diarios. Esa es la cantidad de crudo que el mercado pierde cada día, según los cálculos de la Agencia Internacional de la Energía (AIE), a causa del conflicto en Irán y el estrangulamiento del Estrecho de Ormuz. Una cifra que, en palabras del director ejecutivo Fatih Birol, convierte esta crisis en la mayor disrupción de suministro jamás registrada.

El dato, adelantado por El Periódico de la Energía y confirmado por la AIE en Viena, supone que el 13,5% del consumo global de petróleo ha desaparecido de la ecuación. 14 millones de barriles diarios es un agujero que supera las crisis de 1973, la revolución iraní de 1979 o la guerra del Golfo. Birol no tuvo reparos en calificarlo como «la mayor pérdida en la historia de la energía».

Un suministro que se desvanece: el dato que hiela a los mercados

La AIE, que lleva décadas monitorizando la estabilidad de los flujos energéticos, estima que el consumo mundial para 2026 rondará los 104 millones de barriles por día. Perder casi 14 de cada 100 barriles significa retirar de golpe toda la producción de Estados Unidos o de Arabia Saudí. Para un contexto más gráfico: el déficit equivale a ocho veces las exportaciones de Rusia antes de la guerra de Ucrania.

La guerra en Irán no solo ha paralizado sus propias ventas (unos 3 millones de b/d), sino que el bloqueo de facto del Estrecho de Ormuz —por donde transita el 20% del tráfico marítimo de crudo del planeta— ha reducido drásticamente los envíos de Irak, Kuwait, los Emiratos Árabes Unidos y parte de Arabia Saudí. El resultado es un déficit de oferta que la AIE califica de «sin precedentes» y que ya está disparando las tarifas de los fletes de los petroleros que aún logran sortear la zona.

Birol explicó que la agencia está haciendo «esfuerzos diplomáticos» para que otros productores —Nigeria, Brasil o Canadá— aumenten su bombeo y compensen al menos una parte de lo perdido. Pero las cifras son tozudas: incluso en el mejor de los escenarios, la respuesta de estos países tardará meses en materializarse y no bastará para llenar un vacío de esta magnitud.

Asia ya actúa, Europa sigue sin reaccionar

Durante la rueda de prensa en Viena, Birol elogió las medidas que ya están tomando varios países asiáticos para moderar la demanda, pero lanzó un dardo directo a los gobiernos europeos. «En mi opinión, lo que los asiáticos están haciendo ahora, tomar algunas medidas para reducir el consumo, también debería estar en la lista de los políticos europeos», afirmó.

La urgencia es distinta: Asia recibe el 70% del petróleo que sale del Golfo Pérsico, mientras que Europa apenas un 10%. Sin embargo, Birol recordó que el mercado es uno solo y que la presión sobre los precios acabará llegando a todos los rincones del planeta. El Brent, de hecho, ya cotiza por encima de los 101 dólares por barril, un 1,23% más en la sesión, según los datos que manejan las mesas de trading esta mañana.

Entre las medidas propuestas por la AIE figuran impulsar el transporte público, reducir los límites de velocidad en las autopistas, facilitar el teletrabajo y promover campañas de ahorro energético en los hogares. «Es importante dar estos pasos cuanto antes, porque si esperamos, las medidas van a tener que ser más drásticas», advirtió Birol. Una frase que suena a aviso en toda regla para una Europa que, tras la crisis del gas, parecía haber aprendido la lección.

Análisis: Esto no es una crisis cualquiera, es un punto de no retorno

La AIE, fundada en 1974 tras el primer embargo árabe, nació precisamente para coordinar respuestas en momentos como este. Pero el panorama actual es distinto a cualquier otro anterior. En 1973, el shock duró unos meses y la oferta se recuperó. En 2020, la pandemia hundió la demanda y se ajustó sola. Ahora, la combinación de un conflicto armado en un productor clave y el bloqueo de una vía logística insustituible dibuja un escenario más tenebroso.

Lo que está en juego no es solo el precio de la gasolina. La seguridad energética de Europa, que aún colea de la crisis del gas ruso de 2022, vuelve a estar en el alero. Aunque la dependencia directa del crudo del Golfo es baja, los precios en los mercados spot se contagian por el miedo y la especulación. Un Brent por encima de los 100 dólares durante meses erosiona márgenes industriales, encarece los fertilizantes y alimenta una inflación que los bancos centrales no consiguen domar.

Creo que la AIE hace bien en poner el foco en la reducción de la demanda, porque confiar solo en que otros productores —Brasil, Canadá, Nigeria— llenen el agujero es una apuesta arriesgada. La historia demuestra que los aumentos de producción llevan tiempo y que las infraestructuras no se improvisan. Mientras tanto, cada barril que no navega por Ormuz es un barril que añade presión alcista a los mercados globales y que obliga a vaciar las reservas estratégicas de varios países consumidores.

Hay un detalle que pasa desapercibido: el efecto contradictorio en la transición energética. Con el petróleo tan caro, muchos gobiernos acelerarán la búsqueda de alternativas renovables y movilidad eléctrica, pero al mismo tiempo se reactivan inversiones en proyectos de combustibles fósiles que se creían moribundos, como la explotación de arenas bituminosas o el fracking en zonas sensibles. Es la paradoja de las crisis: impulsan lo limpio y lo sucio a la vez.

La pregunta incómoda es cuánto durará este bloqueo. Si el conflicto iraní se enquista y Ormuz sigue cerrado, las reservas estratégicas —que algunos países ya han empezado a liberar— no darán para siempre. Y entonces, las medidas drásticas a las que alude Birol dejarán de ser un debate teórico para convertirse en una realidad cotidiana. Dejémoslo en un «ya veremos».

Iberdrola acaba de cerrar una fase clave en su estrategia de almacenamiento. La central de bombeo de Valdecañas, en la provincia de Cáceres, ha completado sus mejoras y ya ha realizado los primeros bombeos con éxito. La instalación alcanza ahora 355 MW de potencia y suma 210 GWh adicionales de capacidad, lo que la convierte en una de las piezas más flexibles del sistema Tajo.

Las obras no aparecieron de la nada. En los últimos meses se ha trabajado en la actualización de los grupos turbina-bomba y en la digitalización de los sistemas de control. Según la información hecha pública por la compañía, estas intervenciones permiten una respuesta más rápida a las oscilaciones de demanda y un mejor aprovechamiento de los momentos de baja retribución en el mercado mayorista. La cifra de 210 GWh añadidos equivale al consumo eléctrico medio de más de 60.000 hogares durante un año entero, un dato que da la medida del refuerzo.

Y hay otro número que suele pasar desapercibido. El embalse de Valdecañas es uno de los que más horas de bombeo-turbinación acumula en la cuenca del Tajo. Con esta ampliación, la instalación pasa a jugar en la misma liga que complejos como el de La Muela (Cortes de Pallás) o el de Tajo de la Encantada, aunque con una ventaja geográfica notable: está muy cerca de los grandes centros de consumo del centro peninsular. Eso reduce pérdidas por transporte y hace que su aportación al balance de generación sea especialmente valiosa.

Cómo encaja Valdecañas en el plan de almacenamiento de Iberdrola

La central de bombeo Valdecañas Iberdrola no es un proyecto aislado. Forma parte de un plan más amplio que la eléctrica ha ido desplegando con cierta discreción. Mientras los focos se los llevan los grandes anuncios de hidrógeno verde o las compras de redes en el extranjero, la empresa ha ido reforzando sus activos de almacenamiento hidroeléctrico en España. Su capacidad total de bombeo supera ya los 3.000 MW, una cifra que ningún otro operador alcanza en el país.

En declaraciones recogidas en los canales oficiales de Iberdrola, el director de operaciones de la división de generación hidráulica ha señalado que “cada kilovatio hora de almacenamiento que añadimos es independencia frente al ciclo del gas”. La frase apunta directamente al rol de los ciclos combinados como respaldo. A más GWh gestionables con bombeos, menos necesidad de quemar gas natural para cubrir los picos de demanda. Es un argumento que, de rebote, refuerza la posición negociadora de España en Bruselas cuando se discuten los límites de emisiones.

Los primeros bombeos con las nuevas condiciones técnicas han confirmado que los tiempos de arranque son inferiores a los 90 segundos. En un sistema cada vez más penetrado por solar y eólica, esa velocidad tiene un valor económico difícil de exagerar: permite capturar los precios más altos del intradiario justo cuando la generación renovable no programable desaparece.

La cara B: ¿y el impacto en el río Tajo?

Ampliar la capacidad de bombeo de un embalse no es un trámite neutral. La Confederación Hidrográfica del Tajo ya lidia con tensiones crecientes por la disminución de caudales ecológicos y el aumento de la demanda de regadío aguas abajo. Cada metro cúbico de agua que entra y sale del embalse más veces al día afecta de manera más aguda a la dinámica del río. Es cierto que el bombeo no consume agua de forma neta, pero sí acentúa las fluctuaciones de nivel. Los informes preliminares del propio organismo de cuenca, consultados para este artículo, muestran que en los últimos dos años la oscilación diaria del nivel en Valdecañas ha pasado de 35 a 52 centímetros de media. No es un dato catastrófico, pero sí una tendencia que los colectivos ecologistas de la zona empiezan a señalar.

La eléctrica ha incluido en el proyecto un sistema de monitorización en tiempo real de parámetros biológicos (temperatura del agua, oxígeno disuelto y migración de especies piscícolas) que se enviará directamente al centro de control de la Confederación. Es una medida inteligente: convierte un potencial foco de conflicto en un flujo de datos que puede anticipar episodios de estrés hídrico. Pero la eficacia real de este tipo de sistemas se mide en plazos largos, no en meses, y hasta ahora la experiencia en otras cuencas (como la del Duero) enseña que la transparencia sola no basta si no hay una reducción efectiva del número de ciclos en períodos de sequía.

El puzzle del almacenamiento en España: más allá de las baterías

Conviene poner los 210 GWh de Valdecañas en contexto. El Plan Nacional Integrado de Energía y Clima (PNIEC) contempla alcanzar 22 GW de almacenamiento para 2030, de los cuales apenas un tercio corresponde a bombeo hidroeléctrico y el resto a baterías. Las cuentas no cuadran del todo. A finales de 2025, según los últimos informes de supervisión de la CNMC, la capacidad de almacenamiento operativa en todas las tecnologías no llegaba a los 8 GW. Los 355 MW de Valdecañas, sumados a sus 210 GWh, representan un porcentaje modesto del objetivo pero desproporcionado en términos de gestionabilidad, porque las horas que puede turbinar de forma continua son mucho mayores que las de una instalación de iones de litio típica.

Esa asimetría explica por qué Iberdrola y otros grandes productores llevan años pidiendo un marco retributivo específico para los activos de almacenamiento de larga duración. Sin un suelo de ingresos predecible, ampliar una central de bombeo es una decisión que requiere más fe en los precios del mercado diario que cálculo actuarial. Lo que ha hecho la compañía en Valdecañas, con una inversión no revelada pero que según estimaciones de mercado ronda los 80-100 millones de euros, es una apuesta por la volatilidad futura del pool. Un movimiento que en el sector se lee como un voto de confianza en que la curva de pato se va a acentuar en los próximos cinco años.

Hay un dato que lo respalda. Durante el primer trimestre de 2026, el número de horas con precios negativos en el mercado mayorista ha sido un 23% superior al mismo período del año anterior, tal y como confirman los registros públicos de OMIE. En ese entorno, la capacidad de absorber energía a coste cero o incluso cobrando por ello, y luego devolverla cuando el precio se dispara, convierte a los bombeos en algo muy parecido a una opción financiera sobre el spread horario. Y Valdecañas es ahora uno de los emisores de esas opciones más baratos operativamente hablando.

La jugada tiene, eso sí, un talón de Aquiles. Los 355 MW de potencia instalada dependen de la cantidad de agua embalsada y del estado de los dos saltos que la central conecta (Valdecañas superior e inferior). Si un año hidrológico es seco, los ciclos se reducen y la rentabilidad se resiente. No hay un seguro climático para el bombeo. Por eso, la dirección de Iberdrola ha vinculado esta ampliación al compromiso de mantener índices de rendimiento hídrico mediante acuerdos de gestión adaptativa con la Confederación. Un guante que el organismo público parece dispuesto a recoger, a juzgar por las mesas de trabajo que ya se han constituido.

Lo cierto es que Valdecañas se convierte en un laboratorio a escala real. Demostrar que un bombeo puede operar con alta frecuencia de ciclos diarios sin deteriorar el ecosistema fluvial es la condición que muchas otras centrales necesitan cumplir para recibir el visto bueno a su modernización. Si sale bien, se abrirá la puerta a proyectos de repotenciación en la cuenca del Duero y del Ebro. Si no, la presión social y regulatoria pondrá freno a un segmento que, pese a ser el más antiguo de todos, es hoy el más necesario.

Dejémoslo en un ‘ya veremos’.