El Banco Central Europeo ha lanzado un mensaje que enfría las esperanzas de un respiro en los precios de la energía. Ni siquiera un alto el fuego entre EE.UU. e Irán y la reapertura del estrecho de Ormuz bastarán para que la inflación de la eurozona baje del 3% antes de 2027. Así lo ha dejado claro Philip Lane, economista jefe del BCE, en la misma semana en que Fráncfort subió los tipos de interés por primera vez desde 2023.

El petróleo Brent, que este martes se sitúa por debajo de los 78 dólares, en mínimos de tres meses, no es suficiente alivio. Lane estima que el barril se mantendrá en una banda de entre 70 y 80 dólares durante un periodo prolongado, lo que mantiene el IPC energético bajo presión y se filtra al resto de precios. La inflación general de la eurozona escaló al 3,2% en mayo, frente al 3,0% de abril, y el BCE prevé que no retornará al objetivo del 2% hasta bien entrado 2027.

La subida de tipos decidida por el Consejo de Gobierno sitúa la tasa de referencia en el 2,25%, un incremento de 25 puntos básicos. Es un giro de guion para una autoridad monetaria que llevaba tres años con el pie en el freno. El motivo es claro: el choque energético provocado por el conflicto en Oriente Medio ha empezado a alimentar la inflación subyacente, esa que excluye energía y alimentos y que tanto vigila el BCE.

El alto el fuego con Irán, todavía provisional, podría desbloquear el tránsito de petroleros por el estrecho de Ormuz, por donde pasa una quinta parte del crudo mundial. Sin embargo, Lane advierte de que la prima de riesgo geopolítico ya está descontada en los precios y que la normalización de los flujos no se traducirá en una caída inmediata de los costes energéticos. “El petróleo seguirá caro, y la factura de la luz y el gas en Europa no se va a desinflar por ese acuerdo”, vino a decir.

En España, la repercusión es directa. La cesta de la compra energética —gas natural, electricidad, carburantes— se ha encarecido en lo que va de año un 9,7% interanual, según los últimos datos del INE. El recibo de la luz del consumidor medio ya supera los 60 euros mensuales, y los futuros del gas TTF apuntan a que el invierno de 2026-2027 será igual de tenso que el anterior.

Las empresas españolas tampoco respiran. La gran industria electrointensiva, que ya veía con escepticismo las promesas de una energía más barata con el despliegue renovable, se enfrenta ahora a un entorno de tipos más altos que encarece su financiación y a unos costes operativos que no terminan de aflojar. La patronal CEOE ya ha elevado sus previsiones de inflación para este año y ha pedido “prudencia” en los incrementos salariales.

Desde el BCE, el diagnóstico espesa el tono. No se trata solo de un repunte cíclico, sino de un shock persistente que, además, se produce en un contexto de fragmentación geopolítica difícil de deshacer. Lane recordó que los precios de la energía ya no volverán a los niveles de 2019, porque la transición energética exige inversiones masivas que también se reflejan en las tarifas finales. Es un dilema nuevo: se necesitan precios altos para financiar la descarbonización, pero esos mismos precios son los que asfixian a familias y empresas.

La inflación energética no se va en un año ni se arregla con un alto el fuego; llevamos tres ejercicios de precios disparados y el BCE empieza a asumir que el 2% es un espejismo para mucho tiempo.

El análisis que subyace en la cúpula del BCE es que la flexibilidad de la oferta de crudo ha menguado. Ni la OPEP+ muestra capacidad de aumentar la producción con rapidez, ni las sanciones a Rusia se han levantado lo suficiente como para que vuelva a fluir gas barato a Europa. El barril a 70-80 dólares es el nuevo suelo estructural, no un techo coyuntural. Y eso alimenta una inflación del 3% que se come los ahorros y obliga a los bancos centrales a mantener políticas restrictivas.

Para España, la cuestión tiene aristas particulares. Nuestra dependencia de las importaciones de gas licuado nos hace más sensibles a los precios del mercado global que otros países con mayor acceso al gasoducto. Y aunque las renovables han amortiguado parte del golpe en la electricidad, los derechos de emisión de CO₂ y los costes de ajuste del sistema siguen sumando. El resultado es que la tarifa regulada PVPC no acaba de bajar de forma significativa, a pesar de que la fotovoltaica y la eólica marquen récords de generación.

El propio Ministro de Economía ha admitido en privado que la inflación subyacente —que en España roza el 3,5%— se ha enquistado en los servicios y que los precios energéticos son el principal factor de transmisión. Cada euro adicional en el recibo de la luz se convierte en menos consumo en bares, restaurantes o pequeño comercio, y el círculo vicioso es difícil de romper.

Lo que nadie espera es una intervención drástica como la del tope al gas de 2022. Aquella medida, que costó miles de millones a las arcas públicas, fue excepcional y el propio BCE la consideró inflacionista a medio plazo. Ahora la consigna es otra: dejar que los precios hagan su trabajo, aunque duela, y confiar en que la moderación salarial evite una espiral de segunda ronda. El problema es que los salarios llevan tres años perdiendo poder adquisitivo y la paciencia social tiene un límite.

Mientras tanto, el billete verde no ayuda. El dólar se mantiene fuerte frente al euro, lo que encarece todas las importaciones energéticas denominadas en esa divisa. Cada movimiento al alza del crudo en dólares se amplifica en la factura europea. Con un Brent en el rango alto de 70-80 dólares y un cambio EUR/USD por debajo de 1,10, el coste real en euros del barril ronda los 72 euros, un nivel que hace solo cuatro años habría parecido una emergencia nacional.

A la vista de este panorama, el BCE ha optado por la ortodoxia: subir tipos y esperar. Lane no ocultó que el camino será lento y que la inflación se mantendrá por encima del 3% hasta 2027. Es decir, durante al menos tres años más, las familias europeas vivirán con la sensación de que la cesta de la compra no para de subir y de que la factura energética se ha convertido en un gasto fijo tan inevitable como la hipoteca.

La gran pregunta es si esta política monetaria restrictiva no acabará estrangulando la inversión en renovables, precisamente cuando más se necesita. Los proyectos eólicos y solares requieren financiación barata, y unos tipos al 2,25% —con tendencia al alza— encarecen los costes de capital. Paradójicamente, el remedio contra la inflación energética podría retrasar la solución de fondo: un sistema eléctrico descarbonizado y menos expuesto a los vaivenes del petróleo y el gas.

En definitiva, el mensaje de Fráncfort es tan incómodo como claro. La paz con Irán no es suficiente. La factura energética de Europa seguirá siendo alta durante varios ejercicios, y la inflación se resistirá a bajar del 3%. Lo único que puede cambiar el guion es una recesión global que hunda la demanda de crudo, pero nadie en el BCE desea ese escenario.

Iberdrola no necesita pedir prestado. Los inversores hacen cola para prestarle.

La utility vasca cerró este martes una emisión de bonos verdes por importe de 1.500 millones de euros con una demanda que, según fuentes financieras, duplicó la oferta. Un éxito que confirma el apetito del mercado por la deuda sostenible y engrasa la maquinaria inversora de la mayor eléctrica española por capitalización bursátil.

La colocación, adelantada por Forbes España, se enmarca en el programa de financiación verde que Iberdrola ha convertido en seña de identidad desde que en 2014 emitiera el primer bono corporativo de este tipo en el mundo. Ahora, con los tipos aún elevados pero la demanda institucional disparada, la compañía presidida por Ignacio Sánchez Galán vuelve a demostrar que el mercado le compra cualquier cosa con la etiqueta ESG.

Una emisión con sobredemanda: el apetito por los bonos verdes de Iberdrola

Los bonos verdes obligan a destinar los fondos a proyectos con impacto ambiental positivo. Iberdrola los ha utilizado para financiar desde parques eólicos marinos en el Báltico hasta plantas fotovoltaicas en Extremadura. La cartera de renovables de la compañía supera ya los 44.000 megavatios de capacidad instalada en todo el mundo y requiere un flujo constante de inversión.

En esta ocasión, la emisión se colocó entre inversores institucionales europeos y asiáticos, con una demanda que fuentes próximas a la operación sitúan por encima de los 3.000 millones de euros. Ese exceso de peticiones permitió a la empresa ajustar el precio al alza y cerrar la operación en condiciones muy ventajosas. Iberdrola no ha detallado el cupón ni el vencimiento, pero la referencia del mercado secundario apunta a un diferencial inferior a los 90 puntos básicos sobre el mid-swap.

La operación se produce apenas dos semanas después de que la agencia S&P Global reiterara el rating ‘BBB+’ con perspectiva estable para la deuda senior de la compañía, destacando su perfil de negocio diversificado y la visibilidad de sus ingresos regulados.

Con los tipos aún altos y la incertidumbre geopolítica de fondo, que Iberdrola coloque 1.500 millones en verde y reciba peticiones por el doble dice más de su solvencia que cualquier roadshow de inversores.

Mientras tanto, el mercado primario de bonos ESG sigue engordando. Según la Climate Bonds Initiative, la emisión global de deuda verde, social y sostenible acumuló en el primer trimestre de 2026 un volumen un 18% superior al del mismo periodo del año anterior. Iberdrola, con varios miles de millones emitidos en la última década, es uno de los emisores recurrentes que marca la pauta.

El dividendo flexible confirma la fortaleza del accionista

El éxito de la emisión verde coincide con otro movimiento financiero de la compañía que refuerza la confianza de los inversores: la ampliación de capital liberada ligada al dividendo flexible. Según el consejo de administración, el valor de mercado de esa operación se ha fijado en un rango de entre 2.700 y 3.060 millones de euros, dentro del límite máximo aprobado de 3.150 millones.

Los accionistas de Iberdrola pueden elegir entre recibir acciones nuevas, cobrar 0,427 euros por título en efectivo o vender los derechos de asignación gratuita. La elección de una opción anula las otras dos sobre los mismos títulos, aunque es posible combinarlas si se dividen los paquetes de acciones. El calendario de la operación, ya comunicado a la CNMV, prevé que el 3 de julio sea el último día de negociación con derecho al dividendo y que el pago en efectivo se realice el 27 de julio.

Si se suma este dividendo complementario al ya abonado en febrero —0,253 euros brutos por acción—, la remuneración total con cargo al ejercicio 2025 alcanza los 0,68 euros por título, un 18% más que el año anterior. Con el extremo alto de la ampliación, el desembolso máximo para la compañía rozaría los 4.760 millones de euros entre los dos pagos.

No es habitual que una utility del Ibex 35 combine una emisión de deuda verde de gran tamaño con un dividendo flexible que puede disparar la retribución al accionista hasta casi los 5.000 millones. El mensaje implícito es que la caja aguanta y que la estrategia de crecimiento en renovables no va a penalizar la remuneración al inversor.

El mercado premia al pionero verde

El fervor inversor por los bonos verdes de Iberdrola no es casual. La compañía lleva años construyendo una reputación de emisor fiable y de asignación transparente de los fondos, que se auditan externamente. Ese historial reduce la prima de riesgo que los grandes fondos exigen a las emisiones ESG y, de paso, abarata el coste de financiación de todo el grupo.

Con todo, conviene no perder de vista que la demanda disparada también está condicionada por la escasez de activos que aúnen rentabilidad con un mínimo de seguridad. La deuda soberana alemana a diez años apenas rinde un 2,5% en el momento de escribir estas líneas, mientras que un bono corporativo de Iberdrola con etiqueta verde ofrece entre 30 y 50 puntos básicos más sin añadir un riesgo de crédito excesivo.

En este punto, creo que el mercado está premiando a Iberdrola no solo por su perfil financiero, sino por haber entendido antes que sus competidores que la transición energética es, ante todo, un negocio de capital. Mientras otras eléctricas europeas siguen reordenando sus carteras de generación, la empresa vasca ha blindado su acceso a la financiación verde y ha creado un círculo virtuoso que pocos pueden replicar a corto plazo.

El riesgo, como siempre, está en los tipos de interés. Si el BCE mantiene el tono restrictivo más de lo previsto, los cupones de las próximas emisiones volverán a subir y encarecerán el servicio de una deuda que ya ronda los 45.000 millones de euros en el balance del grupo. No obstante, el diferencial favorable con el que Iberdrola ha cerrado esta colocación sugiere que, al menos por ahora, los inversores siguen viendo más sombras en la economía europea que en el balance de la eléctrica.

En cualquier caso, la pregunta relevante no es si Iberdrola va a seguir emitiendo bonos verdes —sería un error no hacerlo—, sino hasta qué punto puede mantener el diferencial de precio frente a sus rivales cuando el mercado ESG madure y la diferenciación sea más difícil.

El mundo consume hoy 1,1 millones de barriles diarios menos de petróleo que en 2025. La Agencia Internacional de la Energía (AIE) acaba de añadir 700.000 barriles diarios al recorte de su previsión de demanda para 2026, culpando al cierre del estrecho de Ormuz y al encarecimiento del crudo por la guerra entre Estados Unidos e Irán.

En su informe mensual publicado esta semana, la AIE explica que la demanda global se reducirá en 1,1 millones de barriles diarios este año respecto al anterior, arrastrada por la escalada de precios que detonó el conflicto el 28 de febrero y el bloqueo de la principal arteria petrolera del mundo. El recorte adicional de 700.000 barriles diarios frente a las previsiones de mayo da la medida de un deterioro que pocos anticipaban.

El golpe de Ormuz: oferta y reservas en caída libre

El cierre del estrecho ha hundido la oferta mundial en 5 millones de barriles diarios durante el segundo trimestre, el primer descenso trimestral desde 2020. En mayo, apenas salieron al mercado 94,5 millones de barriles diarios, un 4,8% menos que en abril y 13,6 millones menos que antes del estallido del conflicto.

Las reservas se desplomaron en mayo en 143 millones de barriles —el equivalente a 4,6 millones de barriles diarios—, tras los 74 millones perdidos en abril. La AIE subraya que el colapso de la oferta ha sido tan brusco que ha superado incluso las proyecciones más pesimistas del mes pasado.

El impacto no se ha corregido todavía. Las refinerías asiáticas y europeas están quemando inventarios a un ritmo insostenible, lo que mantiene la presión sobre los precios y las primas por interrupción de suministro.

El colapso de la oferta en mayo fue equivalente a borrar del mapa la producción de Irak y Kuwait juntos. No se veía un desplome tan brusco desde los confinamientos de 2020.

La AIE anticipa un repunte en 2027… si el acuerdo resiste

Con el acuerdo de paz que debe formalizarse este viernes en Suiza, la AIE dibuja una senda de recuperación gradual. En el tercer trimestre la demanda seguirá siendo 1,7 millones de barriles diarios inferior a la de hace un año, pero en el cuarto se espera que los volúmenes superen por fin los de 2025, con un alza de 1,1 millones de barriles diarios.

Esa tendencia debería afirmarse en 2027. La agencia calcula que la producción saltará en 8 millones de barriles diarios después de haber caído 3,9 millones en 2026, situándose en 102,4 millones de barriles diarios de media anual. La demanda, por su parte, podría crecer en 2 millones de barriles diarios conforme los flujos del golfo Pérsico se normalicen y los precios bajen.

Sin embargo, la AIE insiste en que estas cifras llevan incorporada una dosis de fe. El documento advierte de que quedan puntos oscuros por negociar, desde el desminado del estrecho de Ormuz —cuya magnitud nadie ha cuantificado todavía— hasta la garantía de un alto el fuego duradero. La incertidumbre, en particular la circulación por el estrecho, es lo que mantiene en vilo a los mercados.

Lo que el mercado aún no sabe: daños colaterales y confianza

Más allá de los titulares sobre el crudo, la crisis de Ormuz ha dejado al descubierto una vulnerabilidad que el Sudeste Asiático y buena parte de la industria europea venían ignorando. La dependencia de una sola ruta marítima para el 20% del petróleo mundial no era un riesgo teórico: se ha materializado con una velocidad demoledora y sin alternativa logística inmediata.

El daño económico ya es tangible. La destrucción de inventarios en plena primavera —tradicionalmente una temporada de acumulación— sugiere que la economía global ha tenido que tirar de ahorros de crudo para mantener la actividad. No sabemos todavía cuánto crecimiento se ha perdido por el camino. La AIE lo deja claro: si hubiera nuevas interrupciones, la recuperación sería más lenta tanto en producción como en demanda.

La pregunta que ningún informe responde es cómo reaccionarán los compradores cuando Ormuz se reabra. El trauma del bloqueo no desaparece con la firma de un acuerdo. Muchas refinerías han empezado a diversificar suministros hacia el Atlántico y el Mediterráneo, lo que podría alterar los flujos comerciales del crudo durante años. La prima de riesgo geopolítico, que había estado dormida desde la crisis de los misiles de 2019, ha vuelto para quedarse.

La recuperación, si llega, no será instantánea. La gasolina y el diésel seguirán caros mientras los tanqueros vuelven a cruzar Ormuz.

Yo creo que 2026 pasará a la historia como el año en que la geopolítica recordó al mercado quién manda. La AIE ha puesto las cifras; ahora falta que los políticos conviertan el alto el fuego en una solución duradera. Si algo hemos aprendido, es que la confianza energética tarda mucho más en volver que un petrolero en zarpar.