Un año después del apagón que dejó sin electricidad a toda la península ibérica durante gran parte de la jornada del 28 de abril de 2025, las causas, responsabilidades y circunstancias del incidente siguen sin estar del todo esclarecidas. 

Con motivo de este aniversario, Diego Mateos, experto energético y CEO de GESE y participó el pasado martes 28 de abril en el programa En Jake de ETB2 para ofrecer su análisis y visión sobre lo ocurrido.

Un informe que evade responsabilidades

El informe elaborado por ENTSO-E, la red europea de gestores de redes de transporte de electricidad, concluye que el apagón fue un evento multifactorial en el que distintos factores se solaparon hasta desencadenar el suceso. Aun así, Diego considera que esta explicación, lejos de aclarar lo ocurrido, funciona como una evasión de responsabilidades. En su opinión, que los accidentes tengan causas multifactoriales no exime a ningún actor de rendir cuentas por su parte en el fallo.

Red eléctrica, señalada como principal responsable

Según nuestro experto energético, el verdadero responsable de garantizar la seguridad y el correcto funcionamiento del sistema eléctrico es Red Eléctrica, como operador encargado de velar por que el resto de actores actúen con la diligencia necesaria. A su juicio, esta responsabilidad no se ejerció con suficiente antelación. 

Un ejemplo de ello es la operación reforzada que se puso en marcha tras el apagón: Diego Mateos sostiene que dicha medida debería haberse activado antes del incidente, dada la existencia previa de sobretensiones y avisos en el sistema. El motivo por el que no se hizo, según su criterio, fue el elevado coste económico que conlleva.

Diegoutiliza una analogía para explicarlo mejor: mantener centrales operativas en reserva por si fuera necesario utilizarlas se asemeja a tener un camión de bomberos parado con la manguera extendida, a la espera de que ocurra un accidente. «El mes de febrero hemos pagado más dinero por las restricciones técnicas que por la energía de media en el mercado mayorista», afirmó, poniendo en evidencia el impacto económico de este modelo de operación, donde actualmente 1 de cada 4 euros se destina a evitar que el apagón se repita.

Un sistema que ha evolucionado más rápido que sus mecanismos de control

El propio informe europeo reconoce una debilidad estructural en el control de la tensión: el sistema ha crecido a mayor velocidad que las herramientas diseñadas para estabilizarlo. Diego comparte esta valoración y señala que, con las tecnologías de generación tradicionales, los problemas de tensión eran prácticamente inexistentes. Sin embargo, con la creciente integración de fuentes renovables, la gestión de la tensión se ha convertido en un reto que, a su entender, no se ha abordado con la regulación ni la adaptación técnica necesarias.

En este sentido, El CEO de GESE Intergal de Servicios energéticos considera positivo que se haya modificado el procedimiento de operación para permitir a las nuevas centrales de generación renovable regular la tensión de manera dinámica, algo que antes no estaba habilitado por carecer de respaldo legislativo. No obstante, su valoración general es que este cambio llega tarde: «Hemos corrido mucho para emplear renovables sin adaptar el sistema y las reglas del juego».

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.

Si deseas profundizar en el análisis, descarga el artículo completo aquí.

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.

En su última intervención en Negocios TV, Diego Mateos, CEO de GESE, analizó el impacto que puede tener el bloqueo del Estrecho de Ormuz sobre el transporte aéreo, el suministro de queroseno y, en consecuencia, sobre sectores clave para la economía española como el turismo.

Durante la entrevista, Diego Mateos explicó que no se trata de un escenario de falta inmediata de combustible en los aeropuertos, pero sí de una situación que podría empezar a generar problemas de suministro en cuestión de semanas si no se reanudan las entradas de queroseno con normalidad. A corto plazo, el primer efecto ya se está dejando notar en los precios: el barril de queroseno ha pasado de alrededor de 95 euros a 195 euros, lo que supone prácticamente duplicar su coste en muy poco tiempo.

Ese incremento tiene un impacto directo sobre las aerolíneas. Tal y como señaló Diego Mateos, el combustible representa en torno al 25% de los costes operativos de un avión, por lo que una subida de esta magnitud compromete la rentabilidad de muchas rutas. Antes incluso de que pueda producirse un problema real de abastecimiento, las compañías empiezan a ajustar capacidad, cancelar trayectos o repercutir el coste al pasajero.

En el caso de España, la situación presenta algunos matices. Según explicó nuestro CEO, el país no depende en la misma medida que otros mercados europeos del queroseno procedente de la zona del conflicto. Mientras que Europa podría tener una dependencia cercana al 50%, en España esa exposición se situaría en torno al 20%, gracias a la capacidad de refino nacional, que permite producir aproximadamente el 80% del queroseno consumido.

Sin embargo, ese mejor posicionamiento no elimina el riesgo. El problema no afecta solo al combustible disponible dentro de España, sino también a la capacidad operativa de los vuelos que deben llegar desde otros países. Si en origen no hay suministro suficiente o volar deja de ser rentable, muchas rutas dejarán de programarse. Y eso puede tener consecuencias directas sobre la conectividad, especialmente en destinos muy dependientes del tráfico aéreo, como las islas.

El impacto económico podría ser especialmente relevante en un país donde el turismo representa aproximadamente entre el 13% y el 15% del PIB. España recibe cada año en torno a 100 millones de turistas, y el gasto medio por visitante ronda los 1.500 euros. Cualquier restricción significativa sobre el tráfico aéreo internacional puede trasladarse, por tanto, a una caída de actividad con efecto directo sobre la economía nacional.

Además, el transporte aéreo no afecta solo a los pasajeros. También resulta clave para determinadas mercancías y cadenas logísticas, por lo que una alteración prolongada del suministro o del coste del combustible acabaría extendiendo su efecto a otros sectores. En este contexto, la presión inflacionista podría aumentar todavía más.

Otro de los mensajes destacados de la entrevista fue la dimensión estratégica del Estrecho de Ormuz. Diego Mateos recordó que por este punto transita alrededor del 20% del petróleo mundial, pero que esa cifra representa cerca del 40% del petróleo que se comercializa internacionalmente. Por eso, la evolución de este corredor energético será determinante para saber si la situación se estabiliza o si, por el contrario, entra en una fase más profunda y duradera.

Desde GESE seguimos de cerca este tipo de escenarios porque muestran, una vez más, hasta qué punto la energía condiciona la competitividad, la movilidad y la estabilidad económica. En momentos de alta incertidumbre, contar con análisis riguroso y una estrategia energética bien definida es cada vez más importante para anticiparse a los riesgos del mercado.

A continuación, puedes ver la intervención completa de Diego Mateos en Negocios TV, donde analiza con más detalle el impacto del bloqueo de Ormuz sobre el transporte aéreo, el turismo y la economía española.

Los mercados energéticos atraviesan un momento de extraordinaria sensibilidad. La incertidumbre geopolítica, especialmente tras la escalada del conflicto con Irán, ha tensionado con fuerza las cotizaciones en el corto plazo y ha obligado a Europa a coordinar medidas sobre precios, almacenamiento y seguridad de suministro.

Sin embargo, este comportamiento no es homogéneo a lo largo de toda la curva temporal. Y ahí es precisamente donde empiezan a aparecer las oportunidades.

Corto plazo tensionado, largo plazo más contenido

Si analizamos la estructura del mercado del gas, observamos una dicotomía clara: mientras el corto plazo sigue reflejando nerviosismo e incertidumbre, los horizontes más largos muestran una mayor contención.

En la referencia pública de OMIP para el mercado español, el gas spot se situaba en 42,02 €/MWh el 13 de abril, el contrato de mayo de 2026 en 43,13 €/MWh y el YR-27 en 34,68 €/MWh. Es decir, el mercado sigue descontando tensión inmediata, pero también una cierta normalización a medida que se alarga el horizonte temporal.

Este desacople no es casual. El mercado está incorporando riesgos inmediatos: conflictos, tensiones logísticas, climatología o almacenamiento, pero sigue confiando en que, a medio plazo, la oferta pueda estabilizarse gracias a nuevas infraestructuras, diversificación de fuentes y ajustes en la demanda. Ese es también el mensaje de la Comisión Europea, que insiste en preparar el próximo invierno y coordinar la reposición de almacenamiento para evitar nuevas tensiones.

Desde un punto de vista estratégico, esto abre una ventana clara: la posibilidad de asegurar parte del consumo futuro a precios competitivos frente a los niveles que hoy domina el corto plazo.

Electricidad: una estructura que también deja margen de oportunidad

En el mercado eléctrico encontramos un patrón parecido, aunque con sus propios matices.

Según el informe anual de OMIE, el precio medio aritmético del mercado diario en España fue de 63,03 €/MWh en 2024. Frente a ese nivel, los futuros base españoles cotizaban el 10 de abril en 56,10 €/MWh para 2027 y 54,70 €/MWh para 2028 en OMIP.

La lectura es clara: hoy existe la posibilidad de fijar precios futuros de electricidad por debajo de referencias recientes del mercado diario.

Eso no significa que el mercado no pueda corregir. Significa algo más relevante para una empresa: que todavía hay tramos de curva que permiten construir una estrategia de compra razonable, con visibilidad y sin esperar a que desaparezca una volatilidad que probablemente seguirá acompañando al mercado durante bastante tiempo.

La volatilidad como riesgo… y también como oprtunidad

El principal problema al que se enfrentan hoy las empresas no es solo el nivel del precio, sino su volatilidad.

La capacidad de los mercados para moverse con rapidez ante cualquier evento geopolítico o macroeconómico complica cada vez más la previsión presupuestaria. Esperar a que el mercado “se estabilice” puede parecer prudente, pero en la práctica muchas veces equivale a dejar la decisión en manos del propio mercado.

Por el contrario, una estrategia activa basada en cierres progresivos permite:

• reducir la exposición a picos de mercado
• construir un precio medio competitivo en el tiempo
• ganar visibilidad sobre los costes energéticos futuros

Estrategia recomendada: indexación con cierres parciales

La experiencia demuestra que una de las fórmulas más robustas en entornos volátiles es trabajar con contratos indexados que incorporen la posibilidad de realizar coberturas parciales.

Este enfoque permite combinar tres ventajas clave:

1. Mantener flexibilidad, beneficiándose de posibles caídas de mercado
2. Asegurar precios en momentos de oportunidad, como los que todavía ofrece el largo plazo
3. Diversificar el riesgo, evitando concentrar todas las decisiones en un único momento

En la práctica, se trata de ir cerrando porcentajes del consumo futuro en función de la evolución del mercado, construyendo así una curva de precios optimizada y más estable para la empresa.

El caso del gas: especial atención al largo plazo

En el mercado del gas, esta lógica cobra aún más sentido.

Hoy el corto plazo sigue claramente tensionado, mientras que el primer gran horizonte anual visible en mercado se sitúa por debajo de ese nivel spot. Esa diferencia permite plantear cierres parciales de consumo futuro y empezar a construir una base de coste más competitiva que la que impone la tensión del momento.

Aquí aparece además un factor operativo importante: no todas las comercializadoras ofrecen el mismo acceso a horizontes largos ni la misma flexibilidad para ejecutar coberturas parciales. Por eso, más allá de acertar con el precio, la diferencia muchas veces está en disponer de una estructura contractual adecuada para poder actuar cuando el mercado sí ofrece valor.

Conclusión: una ventana que no estará abierta indefinidamente

El mercado energético actual combina incertidumbre en el corto plazo con oportunidades reales en el largo.

Esta situación no es habitual y, previsiblemente, no será permanente. La propia Comisión Europea reconoce que el impacto energético derivado del conflicto con Irán no será de corta duración, pero precisamente por eso cobra más importancia actuar con criterio allí donde la curva todavía ofrece valor.

Las empresas que adopten una visión estratégica y actúen ahora pueden:

• asegurar precios competitivos para los próximos años
• reducir su exposición a la volatilidad
• mejorar su capacidad de planificación financiera

Desde GESE, trabajamos precisamente en ese enfoque: acompañar a nuestros clientes en la definición de una estrategia de compra estructurada, basada en análisis de mercado y ejecución progresiva.

Porque en mercados como el actual, la diferencia no está en adivinar el precio futuro, sino en construirlo de forma inteligente.

La guerra ha dejado de ser solo un conflicto geopolítico para convertirse en un factor de presión directa sobre la energía, el comercio y la inflación global. En su intervención en Negocios TV el pasado martes 07/04/2026, Diego Mateos, CEO de GESE, analizó cómo la reducción del tráfico energético en rutas estratégicas está empezando a trasladarse al suministro, a los precios y al crecimiento económico.

Aunque el conflicto comenzó semanas antes, el mercado ha seguido recibiendo cargamentos que ya estaban en tránsito. El problema aparece cuando ese flujo se agota. A medida que los barcos pendientes llegan a destino y dejan de salir nuevos embarques con normalidad, empieza a notarse de forma real la tensión sobre el suministro energético internacional.

Asia está sufriendo antes ese impacto por su cercanía a la zona de conflicto y por la rapidez con la que se acortan sus tiempos logísticos. Europa, aunque algo más tarde, también empieza a entrar en una fase delicada. La consecuencia más inmediata es una mayor presión sobre el precio del petróleo y del gas, con efectos que acaban extendiéndose al conjunto de la economía.

Ese encarecimiento energético no afecta solo al consumo directo. También repercute en el transporte, en la actividad industrial, en la logística y en el precio final de bienes y servicios. Cuando sube la energía, sube el coste de producir, de mover mercancías y de mantener operativas muchas actividades económicas. Por eso, la inflación vuelve a ganar fuerza en un contexto en el que además el crecimiento económico empieza a deteriorarse.

Europa llega además a esta nueva tensión con una situación compleja en materia de gas. Diego Mateos recordó que las reservas europeas se encuentran en niveles bajos en comparación con otros momentos críticos recientes. España parte de una posición algo mejor, con un nivel de reservas superior al de otros países como Alemania, pero sigue expuesta a un mercado global en el que cualquier ruptura del suministro o cualquier escalada de precios termina impactando también en nuestro país.

El encarecimiento de la energía también golpea de lleno a sectores básicos como la alimentación. La agricultura depende del gasóleo, del transporte y de múltiples consumos energéticos para mantener su actividad. Si la energía sube, también lo hacen los costes agrarios, logísticos y de distribución. Esa presión se traslada después al consumidor y reduce al mismo tiempo la capacidad de crecimiento de muchas empresas.

El escenario que se dibuja es especialmente exigente: inflación alta y crecimiento débil o incluso negativo. Es decir, un riesgo claro de estanflación, uno de los entornos más difíciles para empresas y consumidores.

Ante este contexto, anticiparse deja de ser una opción secundaria. Revisar consumos, detectar ineficiencias, optimizar contratos y reducir exposición a la volatilidad energética se vuelve clave para proteger márgenes y ganar capacidad de respuesta.

En GESE ayudamos a las empresas a avanzar en esa dirección mediante auditorías energéticas, optimización de costes y estrategias orientadas a mejorar la eficiencia en escenarios de incertidumbre.

A continuación, puedes ver la intervención completa de Diego Mateos en Negocios TV.