Septiembre de 2026 ha vuelto a recordar a muchas empresas españolas que la energía puede ser la partida más imprevisible de la cuenta de resultados. El gas europeo superó los 80 €/MWh por primera vez en tres años. El mercado eléctrico español cierra el mes con precios muy por encima de los de 2025 y el Brent sigue por encima de los 100 dólares por barril. Detrás de casi todo hay un mismo nombre: el estrecho de Ormuz. Qué está pasando con los precios de la energía estas semanas Gas en Europa (TTF). Según datos de ICE que recoge GMK Center, el contrato de octubre del TTF, la referencia europea, subió a 82 €/MWh el 10 de septiembre y a 82,52 €/MWh el 14 de septiembre. En junio, ese contrato promediaba 44,94 €/MWh. Después se relajó: el 25 de septiembre cotizaba a 71,16 €/MWh, un 10,5 % menos que una semana antes (Anadolu Agency). Aun así, los almacenamientos europeos estaban al 70,24 % el 24 de septiembre, frente a más del 80 % de hace un año. Gas en España (MIBGAS). La media de septiembre en el mercado ibérico del gas era de 73,25 €/MWh a 22 de septiembre. Son unos 41,5 €/MWh más que en septiembre de 2025 (Consultoría L.A., con datos de MIBGAS). Electricidad (pool de OMIE). La media de septiembre en el mercado diario español era de 140,24 €/MWh a 22 de septiembre, unos 79 €/MWh por encima de septiembre de 2025 (Consultoría L.A.). Las oscilaciones diarias son enormes. El lunes 28 de septiembre el precio medio fue de 198,05 €/MWh, un 74,26 % más que el domingo, y la hora más cara llegó a 265,67 €/MWh (Rankia, con datos de OMIE). Al día siguiente, el pool se movió entre 224,15 €/MWh a primera hora de la mañana y 1,08 €/MWh a mediodía, con la solar a pleno rendimiento (Expansión). Petróleo (Brent). El lunes 28 de septiembre el Brent llegó a subir más de 4 dólares en la apertura, después de que Estados Unidos rechazara la propuesta iraní para reabrir Ormuz. Cerró en 105,28 dólares por barril (Reuters). Ormuz: por qué un estrecho lejano condiciona tu factura Antes de la guerra que empezó el 28 de febrero con los ataques de Estados Unidos e Israel sobre Irán, por el estrecho de Ormuz pasaba cerca de una quinta parte del petróleo y del gas del mundo (Al Jazeera). Por ahí sale también el gas natural licuado (GNL) de Catar, uno de los mayores exportadores del mundo. El tráfico se ha reactivado algo, pero sigue lejos de la normalidad: ¿Y España? España depende poco de los combustibles que llegan desde el Golfo, pero no se libra del golpe. Cuando el GNL escasea, Europa y Asia compiten por los mismos cargamentos. Muchos contratos incluyen cláusulas de «destino flexible», así que los barcos acaban donde se paga más. Entre abril y junio, las regasificadoras españolas dejaron de recibir 17 de los 69 buques programados. En julio y agosto las pérdidas se moderaron: 2 de 15 y 3 de 26 (El Periódico, 7 de septiembre). Además, el gas pesa directamente en el precio de la luz. En muchas horas son los ciclos combinados los que fijan el precio marginal del pool, así que cada subida del gas se traslada a la electricidad. A ello se suman factores estructurales como el cierre de las centrales nucleares y su impacto en el precio de la luz. Por qué la volatilidad castiga a las empresas sin estrategia El problema no es solo que los precios sean altos, sino no saber cuánto vas a pagar. Para una pyme industrial o una empresa logística, eso tiene costes concretos: Un contrato 100 % indexado al pool traslada todo el riesgo a tu cuenta de resultados, como se vio el 28 de septiembre. Estrategia de precios y coberturas: qué opciones tiene tu empresa No hay una fórmula única. La clave es decidir qué parte del riesgo asumes y cuál cubres: Precio fijo, indexado o mixto. El precio fijo da certidumbre total durante el plazo contratado, a cambio de renunciar a las bajadas. El indexado aprovecha las horas baratas, pero te expone a los picos. Muchas empresas fijan la parte estable de su consumo y dejan otra indexada. Compras escalonadas. Se contrata el volumen por tramos, en distintos momentos y horizontes, para promediar el precio y no apostarlo todo a un solo día. PPA (contratos de compraventa de energía a largo plazo). Permiten asegurar un precio para electricidad renovable durante varios años, a menudo 10 o más. Encajan en consumidores con un volumen relevante y estable y ayudan a descarbonizar. Análisis de la curva de futuros. La curva de futuros indica a qué precio se puede fijar hoy la energía de los próximos meses o años. A 22 de septiembre, el futuro eléctrico español para 2027 cotizaba a 86,10 €/MWh, muy por debajo de los 140,24 €/MWh de media de septiembre en el mercado diario. El gas para 2027 en MIBGAS rondaba los 56,53 €/MWh, frente a los 73,25 €/MWh de media del mes (Consultoría L.A.). El mercado descuenta cierta normalización. Pero la curva no es una predicción: el futuro eléctrico de 2027 bajó 5 €/MWh en una sola semana por las noticias sobre las negociaciones con Irán. Bien interpretada, ayuda a decidir cuándo y cuánto cubrir. Eficiencia energética. Consumir menos reduce el volumen expuesto a la volatilidad. Cómo te ayuda ClimateTrade a controlar el coste energético Además de sus soluciones climáticas, ClimateTrade comercializa desde junio de 2026 electricidad renovable y gas natural para empresas. Nuestro enfoque es sencillo: estudiamos tu consumo real y te ofrecemos un suministro de electricidad y gas natural a precio cerrado para tu empresa, fijado durante el horizonte de varios años que tú elijas. Así ganas previsibilidad y te olvidas de la volatilidad diaria del mercado. En paralelo, gestionamos tus Certificados de Ahorro Energético (CAE). Si has invertido en eficiencia en los últimos años (iluminación LED, nuevas calderas, climatización eficiente, mejoras industriales o recarga
