O conflito xeopolítico entre Estados Unidos, Israel e Irán xerou unha disrupción profunda nos mercados enerxéticos globais, afectando tanto a seguridade da subministración como a estabilidade dos prezos. A escalada de violencia na rexión provocou o peche do estreito de Ormuz, unha vía marítima estratéxica pola que transita aproximadamente o 20% do petróleo e o 25% do gas natural licuado (GNL) do comercio marítimo mundial. Máis aló da interrupción física, o mercado reacciona elevando a prima de risco xeopolítico: cando aumenta a percepción de risco na zona, encarecen os custos asociados ao aprovisionamento —fretes, seguros, financiamento e coberturas— e esa presión incorpórase rapidamente ás referencias internacionais.
A nivel operativo, a intensificación da actividade militar no golfo Pérsico, o golfo de Omán e o propio estreito de Ormuz, xunto coa posibilidade de interferencias electrónicas, obriga a extremar os protocolos de navegación. O resultado adoita ser unha maior fricción loxística, atrasos e redución da dispoñibilidade efectiva de transporte, que remata tensionando á alza as cotizacións de cru e gas, incluso antes de que se materialice un recorte de oferta plenamente cuantificable.
Para España, a mensaxe crave é que o risco é máis de prezo que de volume, aínda que exista exposición directa. En cru, no 2025, Oriente Medio achegou o 10,6% do total importado. Dentro dese bloque, Arabia Saudita (5,9%) e Iraq (4,8%) concentran unha parte material; aínda así, o mix está razoablemente diversificado, cos Estados Unidos (15,2%), Brasil (13,6%) e México (12,3%) como orixes relevantes. Esta diversificación reduce a probabilidade dun escenario de escaseza inmediata, pero non evita que o encarecemento das referencias internacionais trasládese aos carburantes.
En gas, a exposición canalízase principalmente pola vía de prezos. España está moi orientada ao GNL e no 2025 o 66,7% das importacións realizáronse nesta forma. Oriente Medio achegou 6.403?GWh sobre un total de 248.118?GWh importados como GNL, o que equivale a aproximadamente o 2,6% do agregado anual. En termos de dependencia directa, por tanto, Oriente Medio ten un peso limitado; con todo, o mercado de GNL é global e, se o equilibrio internacional estreita, España compite por cargamentos a maior custo, con impacto directo no prezo de aprovisionamento.
Ese encarecemento do gas fíltrase á electricidade nas horas nas que o ciclo combinado segue sendo marxinal. Rede Eléctrica estima que no 2025 o ciclo combinado achegou case o 17?% da xeración. Nun mercado marginalista como o noso, cando o gas entra como última tecnoloxía na casación de ofertas o shock internacional trasládase ao pool eléctrico e, desde aí, á industria e os consumidores en función do seu nivel de cobertura e a súa exposición ao prezo anuncio.
No contexto europeo, ademais, se amplifica a sensibilidade do sistema polo balance gasista tras o inverno. Na situación publicada por Gas Infrastructure Europe con data 2 de marzo de 2026, o almacenamento da UE situábase no 30,05?%, mentres que España figuraba ao 58,05?%. Isto non implica que España quede illada do mercado europeo, pero si axuda a explicar por que, con inventarios relativamente baixos no conxunto da UE, calquera tensión adicional tende a traducirse nunha reacción máis intensa de prezos.
Así, para o caso de España, é de agardar tensións de prezos nos tres ámbitos enerxéticos: no consumo de carburantes, no aprovisionamento de gas polo prezo do GNL no mercado global, e no mercado de electricidade ibérico. Na práctica, o risco mídese menos por unha falta física inmediata e máis pola magnitude da subida das referencias internacionais e pola duración do episodio.