Las renovables han sostenido la estabilidad de los precios

Abril de 2026 ha dejado un mercado eléctrico mayorista contenido gracias a una generación renovable en máximos históricos, aunque con un sobrecoste creciente en los servicios de ajuste que distorsiona la imagen de precio barato. El gas experimentó una bajada respecto a marzo, aunque los precios siguen por encima de los registrados a comienzos de año. El petróleo, por su parte, se mantuvo en niveles elevados, condicionado por la situación geopolítica en Oriente Medio.

El conflicto entre Estados Unidos, Israel e Irán ha seguido siendo el principal factor de incertidumbre en los mercados de gas y petróleo, mientras que la electricidad ha contado con el respaldo de una generación renovable extraordinaria.

Precio mayorista estable, pero los servicios de ajuste se disparan

• Reservas hidráulicas elevadas: los embalses se situaron al 83,42 % de su capacidad, lo que incrementó la oferta de energía barata y generó episodios de precios negativos en las horas de mayor producción solar.
• Demanda contenida: el consumo peninsular siguió reduciéndose respecto al año anterior, resultado de una mayor eficiencia energética y el crecimiento del autoconsumo.
• Presión alcista del gas y el CO₂, parcialmente absorbida: el encarecimiento del gas por el conflicto en Oriente Medio y el coste de los derechos de emisión de CO₂ presionaron el precio al alza, pero la elevada generación renovable evitó que se trasladara al precio eléctrico.

Conclusión: abril ha confirmado que las renovables mantienen el precio mayorista en niveles bajos, pero el encarecimiento del gas eleva el coste real del sistema a través de los servicios de ajuste, un componente que conviene monitorizar en la factura final. 

Corrección parcial tras el shock de marzo

El mercado de gas cerró abril con un precio medio en el MIBGAS de 44,34 €/MWh, frente a los 52,66 €/MWh de marzo. La corrección de 8,32 €/MWh supone un alivio, pero el mercado sigue cotizando muy por encima de los niveles previos al estallido del conflicto (30 €/MWh a finales de febrero).

Los principales factores: 

• Menor demanda al final del invierno, 
• Mayor disponibilidad de gas natural licuado procedente de EE.UU.
• Reducción temporal de la tensión geopolítica. 

Aun así, el precio sigue siendo notablemente superior al registrado a comienzos de año (30 €/MWh), el estrecho de Ormuz permanece cerrado y los niveles de almacenamiento europeos se sitúan un 10 % por debajo del año anterior, con un llenado del 32,49 %. 

Conclusión: los niveles de almacenamiento reducidos y la incertidumbre geopolítica mantienen abierta la posibilidad de nuevas subidas en los próximos meses. 

Consolidación en máximos de cuatro años

El Brent se situó en 109,96 USD/barril y el WTI en 104,67 USD/barril, niveles no vistos desde marzo de 2022. En lo que va de año, ambos índices acumulan una revalorización del orden del 82-83 % sobre el cierre de 2025 (59 USD el Brent), la mayor subida acumulada en un cuatrimestre desde la invasión de Ucrania.

El principal factor es el cierre del estrecho de Ormuz, al que se sumó al final del mes la salida de Emiratos Árabes Unidos de la OPEP+ tras casi seis décadas de pertenencia, lo que añade incertidumbre sobre la gestión futura de la oferta mundial de crudo. 

El Banco Mundial prevé un precio medio del Brent de 86 USD/barril para 2026 y estima que los precios de la energía subirán un 24 % en el conjunto del año.

Conclusión: el petróleo mantiene precios elevados por razones de carácter geopolítico que no tienen una resolución previsible a corto plazo. 

Recomendaciones de contratación de luz y gas

• Corto plazo (2026-2027): alta volatilidad sin oportunidades claras de cierre. Se recomienda seguimiento continuo y actuar de forma selectiva ante bajadas puntuales.
• Largo plazo (2028-2029): los niveles actuales son históricamente competitivos. El año 2029 cotiza por debajo de 24 €/MWh. Una estrategia de contratación escalonada combinando varios años permitiría alcanzar precios medios inferiores a 30 €/MWh para el conjunto del periodo.

Abril de 2026 ha confirmado que la generación renovable es el principal factor que permite mantener el precio eléctrico en niveles moderados en España, incluso en un entorno de gas y petróleo encarecidos. El gas y el petróleo siguen condicionados por una geopolítica que no ofrece señales de resolución a corto plazo, lo que hace especialmente relevante contar con una estrategia de compra activa y escalonada para los próximos años.

El 28 de abril de 2026, se cumple un año desde que ocurrió el gran apagón que afectó a todo el país y que, lejos de quedarse en un episodio puntual del momento, es un problema que sigue teniendo consecuencias hasta el día de hoy. 

Ayer, 27 de abril de 2026, Diego Mateos, CEO de GESE, intervino en el programa «La Linterna» de COPE donde analizó todos los factores clave del apagón, desde las causas hasta las responsabilidades asumidas.

Una cadena de fallos que nadie frenó a tiempo

Diego comenzó su intervención describiendo el incidente como la confluencia de varios factores simultáneos: una generación solar alta, una demanda baja y sistemas de regulación que no respondieron a tiempo. 

Cuando los mecanismos de estabilización fallaron, las protecciones automáticas se dispararon y el efecto dominó hizo el resto. El problema, según él, es estructural, ya que el sistema eléctrico español sigue funcionando con unas reglas diseñadas para una realidad energética que ya no existe. 

Muchas alertas, poca actuación

Un año después, la pregunta sobre la culpabilidad sigue sin respuesta. Mateos reconoció que no se conoce la culpa y que será difícil determinarla, aunque dejó abierta una cuestión de fondo. Si existían voces dentro del sector que advertían del riesgo, la investigación debe determinar si el apagón era previsible y, por tanto, una situación evitable. 

Lo que está claro es que fue un exceso de confianza en el que se asumieron demasiados riesgos, y alguien tendrá que responder por ello. De hecho, la CNMC ha abierto cerca de medio centenar de expedientes contra Red Eléctrica, Iberdrola y Endesa, aunque la responsabilidad política y empresarial sigue siendo una incógnita hasta el día de hoy.

Un coste que pagamos todos

Al día siguiente del apagón, Red Eléctrica activó la llamada «operación reforzada» con la intención de mantener capacidad de generación adicional en todo momento para prevenir nuevos fallos. Una medida necesaria, pero con una factura que recae directamente sobre los consumidores. Mateos denuncia que dicha operación supone un elevado coste mensual para todos los españoles. Este sobrecoste continuará mientras no se implementen soluciones estructurales definitivas, y nadie, de momento, ha dado explicaciones al respecto. 

El 28 de abril de 2025, a las 12:33, los sistemas eléctricos peninsulares de España y Portugal sufrieron un apagón total. Una pequeña zona del suroeste de Francia también registró afectaciones puntuales. ENTSO-E lo ha calificado como el incidente más grave en el sistema eléctrico europeo en más de veinte años y, además, como un evento sin precedentes por la combinación de subidas de tensión y desconexiones en cascada de generación.

Un año después, el sistema es más consciente de lo que ocurrió, ha introducido cambios regulatorios y opera con más cautela. Pero el episodio sigue abierto en tres frentes: el técnico, el económico y el regulatorio. La factura ha absorbido un sobrecoste relevante, la atribución formal de responsabilidades aún no se ha cerrado y el debate sobre cómo operar un sistema cada vez más renovable sigue plenamente vigente.

Qué sabemos hoy que pasó

A estas alturas ya existe una base técnica bastante sólida. El informe del Comité de análisis del Gobierno concluyó en junio de 2025 que el cero eléctrico se produjo por un problema de sobretensión de origen multifactorial: el sistema contaba con capacidad insuficiente de control de tensión, se produjeron oscilaciones relevantes y hubo desconexiones de instalaciones de generación, en algunos casos aparentemente indebidas.

El informe final del panel de expertos de ENTSO-E, publicado el 20 de marzo de 2026, coincide en lo esencial. Su conclusión es que el apagón fue consecuencia de varios factores que interactuaron entre sí: oscilaciones, carencias en el control de tensión y de potencia reactiva, diferencias en prácticas de regulación, caídas rápidas de generación y desconexiones en cascada en España. Todo ello desembocó en una subida acelerada de tensión y en el colapso del sistema ibérico.

Este punto es clave porque ayuda a explicar por qué el debate técnico cambió de foco. No fue, principalmente, una crisis clásica de frecuencia por falta de generación para cubrir la demanda, sino una crisis de tensión y de estabilidad dinámica del sistema. Ese matiz importa mucho en un sistema donde cada vez pesa más la electrónica de potencia y cada vez menos la generación síncrona tradicional.

También sabemos ya lo que no fue. El Gobierno concluyó que no se encontraron indicios ni evidencias de ciberataque o ciberincidente como causa del apagón, y la Audiencia Nacional archivó posteriormente la vía penal por la misma razón.

Un incidente multifactorial, no una causa única

La parte más incómoda del aniversario es que hoy conocemos mucho mejor el mecanismo del colapso, pero todavía no existe una responsabilidad única y cerrada.

Por un lado, el Gobierno y ENTSO-E han apuntado a un fallo multifactorial donde coincidieron oscilaciones, insuficiencia en el control de tensión y desconexiones de generación. Por otro, la CNMC ha iniciado expedientes sancionadores por posibles incumplimientos prolongados de normativa sectorial, incluido un procedimiento por infracción muy grave contra Red Eléctrica y otros procedimientos contra grandes grupos energéticos y determinadas plantas. La propia CNMC ha subrayado, sin embargo, que esos expedientes no implican por sí mismos la atribución definitiva del origen o la causa del apagón, precisamente porque el incidente respondió a un origen multifactorial.

Eso explica por qué, un año después, seguimos sin sanciones firmes ni una resolución definitiva sobre quién cargará con la responsabilidad jurídica y económica final. Reuters señaló que estos procedimientos pueden tardar entre nueve y dieciocho meses, por lo que el cierre formal del caso todavía puede prolongarse durante buena parte de 2026 o incluso más.

Qué hemos pagado desde entonces

El apagón ya no es solo un problema técnico o político. También es un problema económico.

Tras el incidente, Red Eléctrica puso en marcha una programación reforzada para operar el sistema con mayores márgenes de seguridad. En la práctica, esto implica recurrir más a generación síncrona y a servicios de ajuste para contener riesgos de tensión y dar mayor robustez a la operación diaria. El problema es que esa prudencia tiene un coste.

Según las estimaciones comunicadas por REE y recogidas por distintos medios, el coste de esa operación reforzada ascendía a 666 millones de euros hasta el 31 de marzo de 2026, equivalente al 2,12% de los costes totales del sistema en ese periodo. La propia REE ha estimado además que esa programación reforzada ha supuesto un 4,7% sobre el precio final medio de la energía en ese tramo temporal.

Otras estimaciones elevan bastante más el impacto total, porque no solo calculan el coste directo de la medida, sino también sus efectos indirectos sobre el casado del mercado y sobre los servicios de operación. En los últimos días, distintas patronales y asociaciones han vuelto a pedir una reforma del tratamiento regulatorio de estos sobrecostes, alertando de que el peso de los servicios de ajuste se ha disparado en 2026.

Para el consumidor doméstico, la lectura más visible es que la luz se ha encarecido. Varias estimaciones publicadas en el aniversario sitúan el impacto acumulado sobre la tarifa regulada en torno al 13% en el último año. Más allá del decimal exacto, la señal de fondo es clara: el sistema es hoy más seguro que hace un año, pero esa seguridad extra se está pagando en la factura.

Qué se ha corregido en este año

Aquí sí hay avances relevantes.

El primero fue normativo. El Real Decreto-ley 7/2025, aprobado el 24 de junio de 2025, se planteó expresamente como una respuesta urgente para reforzar la resiliencia, la robustez y la estabilidad del sistema eléctrico tras el incidente del 28 de abril. Entre otras cosas, mandata a la CNMC y al operador del sistema a revisar obligaciones, supervisión y distintos aspectos técnicos relacionados con oscilaciones, velocidad de cambios de tensión, servicios de ajuste y monitorización de datos.

El segundo avance fue técnico-regulatorio. La CNMC aprobó en junio de 2025 la revisión de las normas que regulan el servicio de control de tensión para modernizarlo y dotarlo de un marco retributivo más adecuado. La propia CNMC recordó entonces que la generación síncrona y asíncrona ya tenían obligaciones de control de tensión, pero que era necesario actualizar el funcionamiento detallado del servicio y adaptarlo mejor a la realidad del sistema.

El tercer paso llegó en noviembre de 2025, con el Real Decreto 997/2025, que profundizó en medidas de resiliencia, supervisión, almacenamiento y refuerzo del sistema. El propio BOE vincula estas medidas con las lecciones del apagón y con la necesidad de acelerar soluciones que aporten flexibilidad y seguridad operativa.

Qué hemos aprendido realmente

La principal lección es que la transición energética no cambia solo el origen de la electricidad. También cambia la física con la que se comporta el sistema.

Un sistema dominado por máquinas síncronas no se opera igual que uno cada vez más apoyado en electrónica de potencia, renovables, almacenamiento y algoritmos. ENTSO-E, el Comité del Gobierno y la CNMC coinciden en el fondo: la regulación, la supervisión y la operativa tienen que evolucionar al mismo ritmo que evoluciona el mix de generación. Si no lo hacen, el riesgo no desaparece, solo cambia de forma.

La segunda gran lección es que el almacenamiento y la flexibilidad han dejado de ser un complemento deseable para convertirse en una pieza central de la seguridad del sistema. El propio BOE, en el Real Decreto 997/2025, subraya que el almacenamiento es crítico para la resiliencia, la seguridad energética y la integración eficiente de renovables, y recuerda que el PNIEC 2023-2030 fija una previsión de 22,5 GW de capacidad de almacenamiento en 2030.

La tercera es que el marco de supervisión ya no puede descansar en la idea de que la red “aguantará” porque siempre lo ha hecho. El apagón obligó a revisar controles, ajustes de protección, obligaciones de reactiva y visibilidad operativa. En ese sentido, el incidente ha sido también una llamada de atención sobre cumplimiento técnico, transparencia de datos y velocidad de reacción regulatoria.

¿Puede volver a pasar?

La respuesta honesta es sí, aunque el riesgo hoy es menor que hace un año.

Es menor porque el sistema opera con más cautela, porque se han reforzado herramientas regulatorias, porque se ha actualizado el control de tensión y porque la supervisión es mayor. Todo eso reduce vulnerabilidades.

Pero el riesgo no es cero. La cuota de renovables seguirá creciendo, la operación seguirá siendo más compleja, la interconexión con Europa continúa siendo un punto estructuralmente sensible y la propia operación reforzada no puede mantenerse indefinidamente como solución permanente, entre otras cosas porque es cara y porque depende de un mayor recurso a tecnologías convencionales. Reuters recogió en febrero que directivos del sector seguían advirtiendo de que, bajo condiciones similares, un episodio comparable no era imposible.

Por eso, el verdadero examen del segundo año post-apagón no debería ser solo que no se repita un gran incidente. Debería medirse también por dos indicadores más concretos: que el coste extraordinario de la operación reforzada empiece a normalizarse y que las primeras resoluciones regulatorias cierren, al menos parcialmente, el capítulo de responsabilidades. Mientras eso no ocurra, el apagón del 28 de abril de 2025 seguirá siendo un episodio técnicamente explicado, pero políticamente y económicamente incompleto.

Conclusión

Un año después, el sistema eléctrico ibérico sabe mucho mejor qué le ocurrió, pero todavía no puede decir que haya cerrado del todo aquella crisis.

La parte positiva es que el diagnóstico técnico es hoy más sólido, que se han activado reformas importantes y que la red opera con más vigilancia. La parte incómoda es que seguimos pagando un sobrecoste relevante por esa prudencia extra y que la atribución final de responsabilidades todavía está abierta.

En el fondo, la gran lección del apagón ibérico no es solo que un sistema eléctrico puede fallar. Es que la transición energética exige rediseñar, a la vez, la regulación, la operación y los incentivos técnicos del sistema. Y eso no se resuelve con un informe ni con una comisión: se resuelve con años de ajustes bien hechos.

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Por qué fijarte solo en el precio del mercado y el fee de gestión puede costarte mucho más de lo que parece

El contrato indexado se ha convertido en una opción cada vez más extendida entre empresas que buscan pagar la energía a precio de mercado. Sobre el papel, la propuesta parece sencilla: pagar lo que marque el pool y añadir un fee de gestión pactado con la comercializadora.

Sin embargo, esa aparente transparencia no siempre es real.

Detrás de muchos contratos indexados hay una fórmula de liquidación mucho más compleja de lo que parece. Y cuando esa fórmula no se revisa en detalle, pueden aparecer márgenes encubiertos que terminan encareciendo de forma muy significativa el coste final de la energía.

Una fórmula con muchas más variables de las que se ven

Uno de los grandes problemas del mercado es que muchos clientes creen estar comparando ofertas homogéneas cuando, en realidad, solo están viendo una pequeña parte de la ecuación.

Según el contenido del documento, un contrato indexado bien construido puede incluir múltiples conceptos: precio del mercado diario, desvíos, pérdidas de red, peajes, financiación, perfilado y ajustes regulatorios. Sin embargo, en la mayoría de los casos el cliente solo ve dos referencias claras: el precio del mercado y el fee de gestión. Todo lo demás queda enterrado en el contrato o en anexos técnicos.

Ahí es precisamente donde pueden aparecer los márgenes ocultos.

Las trampas más habituales en un contrato indexado

1. Coste de desvíos fijo en lugar de real

El coste de desvíos debería repercutirse al cliente por el importe real que el sistema ha cargado. Algunas comercializadoras lo convierten en un valor fijo (por ejemplo, 12 €/MWh permanente), ingresando la diferencia respecto al coste real como margen adicional no declarado.

2. Coste financiero que no aparece en la fórmula

Algunas fórmulas incorporan un factor de coste financiero (derivado de la liquidación adelantada de la energía) que no figura explícitamente en el contrato. El cliente lo paga sin saber que existe, y sin poder compararlo con otras ofertas.

3. El fee de gestión aplicado antes de las pérdidas

Esta es quizá la manipulación más sutil. Si el fee de gestión se introduce en la fórmula antes de multiplicar por el coeficiente de pérdidas de red, ese margen queda amplificado automáticamente. El cliente paga un fee mayor del pactado sin que en ningún sitio conste un número diferente.

La paradoja de las fórmulas largas

Existe una creencia extendida de que una fórmula larga y compleja esconde algo. En la práctica ocurre exactamente lo contrario. Una fórmula que detalla todos sus componentes (desvíos reales, pérdidas, peajes, financiación, perfilado) es más difícil de manipular precisamente porque cada concepto queda expuesto y puede compararse. Las fórmulas aparentemente simples, con pocos términos visibles, son las que más fácilmente disimulan márgenes adicionales, porque hay menos superficie sobre la que hacer preguntas.

El papel del asesor: clave o cómplice

La complejidad técnica de estos contratos hace que la mayoría de clientes deposite su confianza en un asesor energético. El problema es que el modelo de retribución habitual de estos asesores (comisión sobre el contrato cerrado, pagada por la comercializadora) genera un conflicto de interés directo: a mayor margen escondido, mayor beneficio para el intermediario. 

Un asesor honesto debe ser capaz de desmontar la fórmula completa, explicar cada término y comparar ofertas sobre una base homogénea. No basta con negociar el fee visible: hay que auditar la estructura entera del contrato antes de firmarlo. 

A continuación se detallan los conceptos que forman el contrato indexado a OMIE.

Contratos de Electricidad Indexados a OMIE

Un contrato indexado a OMIE vincula el precio de la energía al mercado eléctrico ibérico hora a hora, en lugar de fijar un precio estático. La factura final está compuesta por múltiples conceptos que se agrupan en cuatro grandes bloques: energía, potencia, otros cargos regulados e impuestos.

BLOQUE 1: TÉRMINO DE ENERGÍA

BLOQUE 2: TÉRMINO DE POTENCIA

BLOQUE 3: OTROS CARGOS Y PEAJES SOBRE ENERGÍA

BLOQUE 4: IMPUESTOS

Un mes marcado por el repunte del gas y la tensión geopolítica

Marzo de 2026 ha supuesto un cambio relevante respecto a febrero en los mercados energéticos. La electricidad ha repuntado con fuerza tras el mínimo histórico del mes anterior, el gas ha registrado una subida muy significativa en un entorno de tensión estructural, y el petróleo ha entrado en una fase de elevada volatilidad dominada por el riesgo geopolítico.

El principal motor del mercado eléctrico ha sido nuevamente el gas natural, cuyo encarecimiento ha trasladado presión al pool por el funcionamiento marginalista del sistema. Al mismo tiempo, la elevada aportación renovable y una situación hidrológica todavía muy favorable han servido de contención parcial. En petróleo, la evolución del conflicto en Oriente Medio ha pasado a condicionar claramente las expectativas del mercado.

A continuación, se detalla el comportamiento por energía.

Marzo rompe la calma de febrero, aunque las renovables contienen parte del impacto

Factores determinantes

1. Subida del gas natural

• El principal factor explicativo del repunte del precio eléctrico en marzo ha sido el encarecimiento del gas. MIBGAS pasó de 31,45 EUR/MWh en febrero a 52,66 EUR/MWh en marzo, una subida del 67,4%. Dado que el gas siguió marcando precio en un número relevante de horas, su coste se trasladó directamente al mercado eléctrico.

2. Elevada aportación renovable, pero con cambios en el perfil horario

La elevada generación renovable ha evitado un incremento aún mayor del precio medio, pero no ha sido suficiente para neutralizar completamente el efecto del gas. En un mercado marginalista, pequeños cambios en la tecnología que fija precio pueden provocar diferencias relevantes en el resultado final.

3. Situación hidrológica todavía muy favorable

Uno de los elementos más positivos del sistema en marzo ha sido el nivel de embalses, situado en el 83,31% de su capacidad. Esta disponibilidad hidráulica sigue aportando flexibilidad, desplaza gas en determinadas horas y contribuye a contener el precio del pool.

Conclusión: marzo confirma que, incluso con un mix renovable elevado y un contexto hidráulico favorable, el mercado eléctrico español sigue condicionado por el gas como tecnología marginal. A corto plazo, el entorno sigue siendo relativamente favorable, pero los fundamentos apuntan a una segunda mitad de año más tensionada.

Se encienden todas las alarmas

El mercado gasista cerró marzo en 52,66 EUR/MWh, frente a los 31,45 EUR/MWh registrados al cierre de febrero. El movimiento refleja un cambio brusco en las expectativas del mercado y devuelve al gas a una fase claramente alcista.

Factores clave

1. Escalada geopolítica y deterioro de infraestructuras energéticas
El detonante principal de la subida ha sido la escalada del conflicto en Irán. Aunque el impacto directo sobre los flujos inmediatos hacia Europa es limitado, el mercado está descontando un deterioro estructural de capacidad productiva e infraestructuras energéticas, especialmente en producción y transporte de gas.

2. Situación crítica del almacenamiento europeo

Europa afronta el cierre del invierno con un nivel de almacenamiento del 28,05%, uno de los más bajos de los últimos años. Esta posición obliga a mayores inyecciones en primavera y verano, incrementa la exposición a tensiones de oferta y eleva la volatilidad en los mercados forward.

3. Riesgo global sobre el GNL

Aunque en España la dependencia directa de la zona afectada es reducida, el riesgo no desaparece: se traslada al mercado global del GNL. La posibilidad de desvío de cargamentos, tensiones logísticas o reasignación de suministros hacia países estratégicamente alineados puede traducirse en mayores precios spot, más dificultad para asegurar suministro y más volatilidad en MIBGAS.Conclusión: precio ligeramente bajista gracias a la normalización estacional, pero con riesgos estructurales importantes por bajos niveles de almacenamiento.

Conclusión: el mercado del gas entra en una fase de tensión estructural, con fundamentos claramente alcistas por bajos almacenamientos, incertidumbre geopolítica y posibles limitaciones de oferta. El riesgo para consumidores y comercializadoras aumenta de forma significativa.

Tensión geopolítica estructural con volatilidad extrema

El mercado del petróleo ha vivido en marzo uno de sus episodios más tensos y volátiles de los últimos años. El WTI se ha situado en 99,90 USD/bbl y el Brent en 103,31 USD/bbl, después de haber llegado a superar los 110 dólares por barril en algunos momentos del mes.

Factores clave

1. La geopolítica como motor del mercado
El principal foco de tensión es el conflicto en Irán y el riesgo asociado al Estrecho de Ormuz, corredor por el que transita una parte crítica del suministro mundial de petróleo. El mercado ya está incorporando una prima geopolítica relevante incluso sin una interrupción física completa del suministro.

2. Un rango de escenarios extraordinariamente amplio
El escenario base sitúa el Brent en una banda de alta volatilidad entre 90 y 110 USD/bbl, pero en escenarios severos el mercado contempla precios significativamente superiores si se intensifican los ataques a infraestructuras energéticas o se producen disrupciones prolongadas en el tráfico marítimo.

3. Riesgo macroeconómico creciente
El encarecimiento del crudo vuelve a introducir presión sobre carburantes, costes industriales, transporte e inflación. Europa mantiene una exposición elevada al petróleo importado y, aunque España depende menos directamente del Golfo que otros países, no queda al margen del impacto en precios.

Conclusión: el petróleo ha dejado atrás un escenario puramente fundamental para entrar en una fase dominada por la geopolítica. La elevada sensibilidad del mercado a cualquier señal de escalada o desescalada seguirá marcando la evolución de precios en el corto plazo.

Recomendaciones de contratación de luz y gas

Corto plazo: mercado tensionado y muy volátil, sin niveles de cierre especialmente atractivos. Conviene evitar decisiones impulsivas en máximos y priorizar la gestión del riesgo.

Medio plazo (2027): los niveles actuales no pueden considerarse claramente atractivos, pero deben analizarse desde una óptica estratégica, especialmente si el escenario geopolítico empeora.

Largo plazo (2028): precios algo más bajos que en 2027, aunque todavía sin una ventana clara de oportunidad. En suministros sin cobertura, una estrategia prudente pasa por cierres parciales y selectivos para limitar riesgo sin renunciar completamente a posibles correcciones.

Marzo de 2026 confirma un giro claro en el comportamiento del mercado energético. La electricidad pierde la excepcional calma de febrero, el gas entra en una fase de fuerte tensión estructural y el petróleo queda claramente condicionado por la geopolítica internacional.

En este contexto, mantener una estrategia activa, disciplinada y escalonada de contratación sigue siendo clave para optimizar costes y minimizar riesgos en un entorno de mercado mucho más inestable.