Un conflicto enquistado en Oriente Medio y un estrecho cerrado al tránsito de gas natural licuado. Esas dos variables bastan para sumir al mercado eléctrico europeo en un nuevo ciclo de precios altos, según los modelos de Wood Mackenzie. La consultora ha evaluado dos escenarios alternativos a su previsión base y el más severo contempla un sobrecoste de 45 euros por megavatio hora (€/MWh) que se prolongaría durante más de un año. Para España, integrada en el mercado único, el impacto sería directo.
El análisis, publicado en mayo de 2026, parte de una constatación incómoda: los repetidos fracasos de los altos el fuego y la falta de alineación entre Estados Unidos e Israel dificultan un acuerdo de paz duradero. La incertidumbre sobre el tránsito de buques metaneros por el estrecho de Ormuz —por donde pasa alrededor del 10% de las importaciones europeas de GNL— mantiene los mercados del gas y la electricidad en tensión constante.
Wood Mackenzie subraya que su escenario base, difundido en primavera, aún descarta un cambio estructural. Sin embargo, la prolongación de las hostilidades obliga a contemplar sendas más abruptas.
Los dos futuros del estrecho
El primero, denominado «Acuerdo de verano», asume que el tráfico marítimo se normaliza antes de que termine el verano de 2026. Las tensiones geopolíticas persisten, pero sin escalada militar adicional, y las exportaciones de GNL empiezan a recuperarse a partir de septiembre.
En este escenario, el impacto se concentra entre 2026 y 2029. El precio medio de la electricidad en Europa subiría 13 €/MWh en 2027 respecto a las previsiones originales, y la demanda eléctrica apenas variaría. La rápida resolución de la crisis limitaría tanto las intervenciones políticas como la aceleración de la electrificación.
La transición energética se acelerará, pero lo hará por la puerta de atrás y con un coste económico difícil de digerir.
El segundo escenario, «Interrupción prolongada», es mucho más severo: el estrecho permanece cerrado hasta finales de 2026. La oferta global de GNL se reduce de manera significativa, los precios se vuelven extremadamente volátiles y la demanda de gas cae por el encarecimiento.
Wood Mackenzie anticipa una recesión en Europa durante la segunda mitad de 2026, aunque de corta duración. El PIB europeo perdería 500.000 millones de euros anuales, lo que deprimiría la demanda básica de electricidad por la menor actividad industrial.
Cosas que pasan en 2026.
El lado paradójico es que este desplome del gas aceleraría la implantación de vehículos eléctricos y bombas de calor. Consumidores y empresas buscarían reducir su exposición al combustible fósil, alterando los patrones de consumo energético hasta bien entrada la década de 2030.
Los eslabones débiles de Europa
Con independencia del escenario, el análisis identifica a dos países especialmente expuestos: Italia e Irlanda. Su elevada dependencia del gas importado las convierte en los sistemas eléctricos más vulnerables a un encarecimiento prolongado del GNL. En ambos mercados, los incrementos de costes se traducirían en subidas especialmente pronunciadas de la luz durante los cinco primeros años.
España, gracias a sus seis plantas regasificadoras y una penetración renovable superior al 50%, está mejor blindada. Sin embargo, no es inmune: el acoplamiento de los mercados europeos arrastraría los precios mayoristas peninsulares al alza aunque la demanda interna de gas para generación siga siendo baja.
La aceleración forzosa de la transición energética
El informe de Wood Mackenzie pone sobre la mesa una paradoja que la política energética europea no ha terminado de asimilar. Un shock de precios del gas, por perturbador que sea, puede actuar como catalizador involuntario de la electrificación. Lo hizo la crisis de 2022, cuando el corte del suministro ruso disparó las instalaciones de bomba de calor y la compra de vehículos eléctricos. Si el estrecho de Ormuz se cierra, el patrón podría repetirse, pero con una factura económica más alta.
El problema es que una transición forzada desde el miedo al precio no es lo mismo que una planificada. Deja fuera a los hogares con menos recursos, genera distorsiones en la industria y puede provocar rechazo social cuando las ayudas públicas no llegan a tiempo. El escenario de 45 €/MWh extra no solo encarece la luz: reduce la actividad económica en 500.000 millones al año, según Wood Mackenzie, lo que dificulta la inversión pública necesaria para acompañar el cambio tecnológico.
Sin un colchón fiscal comparable al de 2022, el consumidor europeo quedará más expuesto a la señal de precio, y eso cambiará sus decisiones de compra para siempre.
No es la primera vez que el mercado energético se enfrenta a este dilema. En 2022, la respuesta europea combinó topes al gas con subsidios masivos, pero ahora el margen fiscal es más estrecho. La deuda pública acumulada de países como Italia limita su capacidad para amortiguar el golpe sin disparar las primas de riesgo. Wood Mackenzie recuerda que, pese al fuerte encarecimiento, los precios seguirían por debajo de los picos de 2022, lo que reduce la probabilidad de intervenciones extraordinarias. Esto deja a los hogares y empresas más expuestos al precio real del gas, acelerando el cambio tecnológico por necesidad más que por elección.
A corto plazo, los operadores del mercado miran al otoño. Si el tráfico no se recupera para entonces, los contratos de futuros empezarán a descontar un invierno muy tenso. Europa tiene reservas de gas, pero la memoria de 2022 es reciente. Y la geopolítica, una vez más, dicta el precio del kilovatio.
