El conflicto geopolítico entre Estados Unidos, Israel e Irán ha generado una disrupción profunda en los mercados energéticos globales, afectando tanto la seguridad del suministro como la estabilidad de los precios. La escalada de violencia en la región ha provocado el cierre del estrecho de Ormuz, una vía marítima estratégica por la que transita aproximadamente el 20 % del petróleo y el 25 % del gas natural licuado (GNL) del comercio marítimo mundial. Más allá de la interrupción física, el mercado reacciona elevando la prima de riesgo geopolítico: cuando aumenta la percepción de riesgo en la zona, se encarecen los costes asociados al aprovisionamiento —fletes, seguros, financiación y coberturas— y esa presión se incorpora rápidamente a las referencias internacionales.
A nivel operativo, la intensificación de la actividad militar en el golfo Pérsico, el golfo de Omán y el propio estrecho de Ormuz, junto con la posibilidad de interferencias electrónicas, obliga a extremar los protocolos de navegación. El resultado suele ser una mayor fricción logística, retrasos y reducción de la disponibilidad efectiva de transporte, que termina tensionando al alza las cotizaciones de crudo y gas, incluso antes de que se materialice un recorte de oferta plenamente cuantificable.
Para España, el mensaje clave es que el riesgo es más de precio que de volumen, aunque exista exposición directa. En crudo, en el 2025, Oriente Medio aportó el 10,6 % del total importado. Dentro de ese bloque, Arabia Saudí (5,9 %) e Irak (4,8 %) concentran una parte material; aun así, el mix está razonablemente diversificado, con Estados Unidos (15,2 %), Brasil (13,6 %) y México (12,3 %) como orígenes relevantes. Esta diversificación reduce la probabilidad de un escenario de escasez inmediata, pero no evita que el encarecimiento de las referencias internacionales se traslade a los carburantes.
En gas, la exposición se canaliza principalmente por la vía de precios. España está muy orientada al GNL y en el 2025 el 66,7 % de las importaciones se realizaron en esta forma. Oriente Medio aportó 6.403?GWh sobre un total de 248.118?GWh importados como GNL, lo que equivale a aproximadamente el 2,6 % del agregado anual. En términos de dependencia directa, por tanto, Oriente Medio tiene un peso limitado; sin embargo, el mercado de GNL es global y, si el equilibrio internacional se estrecha, España compite por cargamentos a mayor coste, con impacto directo en el precio de aprovisionamiento.
Ese encarecimiento del gas se filtra a la electricidad en las horas en las que el ciclo combinado sigue siendo marginal. Red Eléctrica estima que en el 2025 el ciclo combinado aportó casi el 17?% de la generación. En un mercado marginalista como el nuestro, cuando el gas entra como última tecnología en la casación de ofertas el shock internacional se traslada al pool eléctrico y, desde ahí, a la industria y los consumidores en función de su nivel de cobertura y su exposición al precio spot.
En el contexto europeo, además, se amplifica la sensibilidad del sistema por el balance gasista tras el invierno. En la situación publicada por Gas Infrastructure Europe con fecha 2 de marzo de 2026, el almacenamiento de la UE se situaba en el 30,05?%, mientras que España figuraba al 58,05?%. Esto no implica que España quede aislada del mercado europeo, pero sí ayuda a explicar por qué, con inventarios relativamente bajos en el conjunto de la UE, cualquier tensión adicional tiende a traducirse en una reacción más intensa de precios.
Así, para el caso de España, es de esperar tensiones de precios en los tres ámbitos energéticos: en el consumo de carburantes, en el aprovisionamiento de gas por el precio del GNL en el mercado global, y en el mercado de electricidad ibérico. En la práctica, el riesgo se mide menos por una falta física inmediata y más por la magnitud de la subida de las referencias internacionales y por la duración del episodio.