Columna de opinión · Julio de 2026

La crisis oculta: cómo los conflictos geopolíticos inflan su factura de luz y gas

Por Kevin Malebran · 13 de julio de 2026

Escribo esto con el barril de Brent moviéndose bruscamente durante los últimos siete días: subió más de 5% el miércoles pasado tras nuevos ataques en el Estrecho de Ormuz, bajó al día siguiente cuando el tránsito naviero se redujo a apenas seis petroleros —frente a los veintiuno del día anterior—, y hoy cotiza otra vez a la baja, alrededor de 76 dólares, mientras el mercado intenta descifrar si el alto el fuego entre Estados Unidos e Irán, firmado el 17 de junio, sigue en pie o ya es letra muerta¹. Si usted dirige una planta intensiva en energía, esta no es una noticia internacional más: es una variable que ya está en su hoja de costos, la haya presupuestado o no.

Un conflicto que no se ha ido, solo ha cambiado de ritmo

Vale la pena ser precisos, porque en este tema la precisión importa más que la retórica. El conflicto entre Israel, Estados Unidos e Irán se desató a finales de febrero de 2026 y, aunque el acuerdo de mediados de junio logró reabrir parcialmente el Estrecho de Ormuz, los episodios de julio muestran que la calma es frágil: ataques a buques comerciales, sanciones reimpuestas sobre el crudo iraní y bombardeos que se repiten "por segundo día consecutivo", según reportó esta semana el Comando Central de Estados Unidos². Los propios analistas de mercado empiezan a hablar de una nueva normalidad: Ipek Ozkardeskaya, de Swissquote, lo resume diciendo que los mercados ya se han habituado a estas perturbaciones, lo que modera —pero no elimina— la reacción de los precios³.

El dato que a mí me parece más revelador no es el del precio del petróleo, sino el del tráfico marítimo. Por Ormuz transita entre el 20% y el 25% del petróleo y del GNL que se comercializa por vía marítima en el mundo⁴⁵. Cuando ese tráfico cae de 21 a 6 buques en 24 horas, como ocurrió esta semana, no hace falta que el precio del barril se dispare para que usted sienta el efecto: basta con que las navieras y las aseguradoras eleven sus primas de riesgo, algo que ya está ocurriendo según John Kilduff, de Again Capital⁶. Ese sobrecosto de transporte y cobertura se traslada, con rezago, pero sin excepción, al precio final de la energía que usted compra.

El gas se está comportando distinto al petróleo, y eso también le afecta

Aquí es donde muchos análisis se quedan cortos: tratan la crisis energética como si fuera solo una historia de petróleo. No lo es. Según el informe Gas 2025 de la Agencia Internacional de la Energía, tras el shock de 2022-2023 el mercado de gas natural venía en un proceso de reequilibrio gradual, con fundamentos de oferta todavía ajustados y precios que se mantienen muy por encima de sus niveles históricos, lo que ha limitado el crecimiento de la demanda, sobre todo en los mercados asiáticos sensibles al precio⁷. El crecimiento de la demanda global de gas se desaceleró de 2,8% en 2024 a menos de 1% en 2025 7, una señal de que el mercado se está ajustando a la fuerza, no de que el problema se haya resuelto.

Hay, sin embargo, una noticia relativamente buena en el horizonte: cerca de 300.000 millones de metros cúbicos anuales de nueva capacidad de exportación de GNL entrarán en operación hacia 2030, impulsados principalmente por Estados Unidos y Catar⁷. Esa oferta adicional debería, en teoría, aliviar los precios internacionales del gas a mediano plazo. Pero "a mediano plazo" es una frase peligrosa cuando su fábrica tiene que pagar la factura de este trimestre, no la de 2030.

La cuenta que no siempre se ve en el estado de resultados

Si su industria pertenece a los sectores que la propia IEA identifica como los más expuestos — hierro y acero, cemento, aluminio, química—, esto no es una abstracción macroeconómica. En las industrias intensivas en energía, los costos energéticos pueden representar más de dos tercios del costo total de producción en procesos con emisiones casi nulas⁸. A escala europea, el precio de la electricidad que enfrenta la industria sigue siendo entre dos y cuatro veces superior al de sus principales socios comerciales, un desfase que la propia Agencia Europea de Medio Ambiente vincula directamente con la pérdida de competitividad del sector durante la crisis energética⁹.

Y hay un factor adicional que en 2022 casi no existía: la demanda eléctrica de los centros de datos y la inteligencia artificial. El World Energy Outlook 2025 proyecta que la demanda eléctrica global crecerá cerca de 40% hacia 2035 en los escenarios de referencia, y más de 50% en el escenario de cero emisiones netas, impulsada en buena parte por electrodomésticos, aire acondicionado, movilidad eléctrica, fabricación avanzada y, de forma creciente, centros de datos⁷. Esa demanda no compite con la suya en abstracto: compite por la misma red, la misma capacidad de generación y, en última instancia, por el mismo precio marginal de la electricidad que usted paga cada mes.

A esto se suma un problema de infraestructura poco discutido: la inversión en generación eléctrica ha crecido casi 60% desde 2015 hasta alcanzar un billón de dólares anuales, pero el gasto en redes de transmisión y distribución ha crecido menos de la mitad de eso, quedándose en unos 400.000 millones de dólares⁷. Ese desequilibrio retrasa la conexión de nueva generación y de nueva demanda, y tiende a presionar los precios al alza —no por escasez de energía primaria, sino por cuellos de botella en la red misma.

Lo que sí está bajo su control

Con todo este panorama sobre la mesa, entiendo perfectamente la tentación de tratar la factura energética como un costo fijo sobre el que no hay mucho que hacer más que esperar a que los precios bajen por sí solos. Es una lectura comprensible, pero incompleta. La industria concentra alrededor del 39% del consumo final de energía a escala global y cerca del 45% de las emisiones de CO2 asociadas, lo que la convierte en uno de los sectores con mayor margen de mejora¹⁰. Distintos análisis del sector estiman que hasta un 70% de la energía que consume una planta industrial es, en algún grado, optimizable sin necesidad de rediseñar el proceso productivo desde cero¹⁰. No es una cifra menor, y tampoco es una promesa vacía: se sostiene en medidas concretas —electrificación de procesos de calor de baja y media temperatura, recuperación de calor residual, gestión activa de la demanda eléctrica, mantenimiento predictivo de equipos auxiliares como compresores y bombas— que ya se están aplicando con éxito documentado en sectores como cemento, química y forja. El beneficio no es solo ambiental, aunque también lo sea. Es, ante todo, un colchón financiero frente a la volatilidad que hemos descrito: una planta que ha reducido su intensidad energética por unidad producida está, por definición, menos expuesta a cada nuevo pico de precios provocado por un ataque en el Golfo o por una temporada de frío extremo en el hemisferio norte.

La decisión que corresponde a la dirección, no solo a planta

Durante años, el consumo energético se trató como una línea operativa que se delegaba, casi por costumbre, al área de mantenimiento. El contexto actual —con un conflicto activo en uno de los principales pasos marítimos para el comercio mundial de petróleo y GNL, con una demanda eléctrica que crece por razones que van mucho más allá de la industria tradicional, y con una inversión en redes que no acompaña al ritmo de esa demanda— exige que la energía se discuta donde se discuten los demás riesgos estratégicos del negocio: en el directorio. No se trata de anunciar una gran transformación verde para la próxima memoria de sostenibilidad. Se trata de algo más modesto y, por eso mismo, más ejecutable: medir con rigor dónde se está perdiendo energía, priorizar las intervenciones de mayor retorno y tratar la eficiencia energética como lo que efectivamente es en 2026 —una herramienta de gestión de riesgo financiero, no un gesto de relaciones públicas.