En 2022 cerraron 100 comercializadoras — este año se decidirá quién lidera los próximos diez.
El conflicto con Irán ha dinamitado la estabilidad energética europea. Y el mercado eléctrico español no es una excepción. El precio del pool desde el conflicto ha pasado de 16 €/MWh (febrero) a 72 €/MWh (lo que llevamos de marzo) llegando al récord del último año ayer con una media de 136 €/MWh. Además, los costes de los servicios de ajuste del sistema siguen siendo imposibles de cubrir con instrumentos de cobertura, y las comercializadoras que basaban su modelo en comprar en el mayorista y revender con un margen están reviviendo lo sucedido hace 4 años con la guerra de Ucrania.
Dentro de este escenario de volatilidad extrema se está abriendo una ventana de oportunidad para quienes decidan dejar de ser simples intermediarios de kilovatios y empiecen a ofrecer un valor real más allá de comprar coberturas baratas para los próximos meses. Hace cuatro años la exposición al gas fue el mayor catalizador del autoconsumo, en un contexto en el que no teníamos la cadena de suministro trabajada, faltaba tecnificación en el sector y los precios del almacenamiento todavía estaban fuera de rango. Hoy, con 9,3 GW de autoconsumo solar ya instalado en España, una regulación de agregación recién aprobada y un mercado europeo de flexibilidad que se triplicará hasta los 12.000 millones de euros en 2030, las herramientas están ahí. La pregunta es quién se mueve primero.
La guerra de Irán ha provocado la mayor disrupción energética desde 2022
El 28 de febrero de 2026, los ataques conjuntos de Estados Unidos e Israel contra Irán desencadenaron una escalada militar que ha sacudido los mercados energéticos globales. Irán respondió con ataques con misiles contra infraestructuras del Golfo, incluyendo la refinería de Ras Tanura de Saudi Aramco y la terminal de GNL de Ras Laffan. Entre el 1 y el 2 de marzo, la Guardia Revolucionaria iraní cerró el Estrecho de Ormuz, por donde pasa habitualmente el 20% de las exportaciones de GNL, bloqueando el paso de 20 millones de barriles diarios: la mayor interrupción de suministro de la historia energética moderna, superior a la crisis de Suez de 1956.
El Brent pasó de unos 63 $/barril en enero a un pico cercano a los 120 $ el 9 de marzo, antes de retroceder a 88 $ tras los comentarios de Trump sobre un final próximo del conflicto. El gas TTF (Title Transfer Facility) europeo casi se duplicó, desde unos 32 €/MWh hasta un pico de 65 €/MWh, estabilizándose entre 48 y 55 €/MWh a mediados de marzo. La situación se agrava por los bajos niveles de almacenamiento de gas en la UE: apenas 46 bcm (30% de capacidad), frente a los 60 bcm de 2025 y los 77 bcm de 2024.
Goldman Sachs elevó su previsión de TTF para abril a 55 €/MWh (desde 36 €/MWh), advirtiendo que un cierre de un mes del Estrecho de Ormuz podría llevar el TTF a 74 €/MWh, y una interrupción de dos meses por encima de los 100 €/MWh, niveles no vistos desde la crisis de 2022. Los mercados de futuros de OMIP para España reflejan una lectura dual: pánico a corto plazo pero cierto optimismo a medio. Los futuros de abril de 2026 cotizan a 42,50 €/MWh y el Q2 a 51,40 €/MWh. Pero cubrirse hoy no es barato: esos mismos futuros trimestrales cotizaban a 40-41 €/MWh hace un año para los trimestres equivalentes. Cubrirse ahora cuesta un 25-27% más que en marzo de 2025. Y si el mercado se equivoca y el conflicto se prolonga, las consecuencias para las comercializadoras con contratos a precio fijo pueden ser catastróficas.
El pool español se dispara y los costes de ajuste siguen siendo el asesino silencioso
El precio medio diario del pool en OMIE saltó de 71,67 €/MWh en enero a 136,86 €/MWh el 10 de marzo, el nivel más alto desde febrero de 2025. Los picos intradiarios superaron los 250 €/MWh entre las 21:00 y las 23:00. La tarifa regulada PVPC alcanzó los 394,27 €/MWh en la franja de 20:00 a 21:00 de ese mismo día. El patrón intradiario es extremo: la solar empuja los precios cerca de cero al mediodía, y las horas punta de la noche con el gas marginal explotan por encima de 200 €/MWh.
Pero este pico por la crisis de Irán aterriza sobre una crisis estructural preexistente. Desde el apagón nacional del 28 de abril de 2025, los servicios de ajuste del sistema (SSAA) se han convertido en el verdadero destructor de márgenes. Estos costes de balanceo han pasado de aproximadamente 1 €/MWh en 2019 a 27,52 €/MWh en 2025, un incremento del 351% en tres años. El coste total de las restricciones técnicas alcanzó los 3.300 millones de euros en 2025, con unos 1.100 millones directamente atribuibles a las medidas de operación reforzada post-apagón de REE.
El principal problema para las comercializadoras es que no existen instrumentos de cobertura para los costes de los servicios de ajuste. Mientras las comercializadoras pueden cubrir su exposición al precio del pool a través de futuros en OMIP, contratos bilaterales OTC o PPAs, los costes de SSAA no se pueden cubrir. Esto convierte cada contrato a precio fijo en una apuesta sobre costes de sistema impredecibles.
Los contratos a precio fijo se están rediseñando: el modelo tradicional no aguanta
La presión combinada de precios del pool volátiles y costes de SSAA sin cobertura está transformando la manera en que las comercializadoras estructuran sus ofertas. Muchas campañas de precio fijo quedaron paralizadas tras el apagón de abril de 2025. La consultora Evoltio alertó sobre un alto riesgo de repetir un episodio similar al de 2021, con posibles incumplimientos de contratos o ajustes extraordinarios. Recordemos que aquella crisis de 2021 provocó el cierre de 26 comercializadoras en un solo año, con alrededor de 100 pequeñas comercializadoras cerrando en total.
Las respuestas defensivas están siendo variadas. Muchos contratos nuevos incluyen cláusulas de traspaso de SSAA, fijando un umbral (en torno a 20 €/MWh) a partir del cual el exceso se factura al cliente. Iberdrola ha introducido cláusulas de revisión anual de SSAA. Gana Energía aplicó un recargo del 6% para cubrir estos costes. Otros han acortado los periodos de compromiso o añadido cláusulas de escalado por IPC.
La OCU detectó que las comercializadoras han cuadruplicado los cargos fijos por potencia contratada, pasando de 24,40 €/hogar en 2021 a 83,10 €, para parecer competitivas en precio de kWh mientras recuperan costes por otro lado. Y cuando la CNMC prohibió explícitamente en junio de 2025 que las comercializadoras modificaran los contratos a precio fijo existentes para trasladar los costes de SSAA post-apagón, varias se vieron obligadas a revertir subidas ya anunciadas, profundizando sus pérdidas.
El panorama competitivo sigue siendo intenso a pesar de estas presiones. España tiene más de 534 comercializadoras activas, uno de los números más altos de Europa. En 2024 se registraron 7,25 millones de cambios de compañía eléctrica, un récord histórico que afectó al 23,9% de los consumidores. Pero la concentración se acentúa: los 5 grandes grupos controlan el 84,9% de los puntos de suministro del mercado libre doméstico. El caso disruptivo es Octopus Energy, que superó los 500.000 clientes a finales de 2025 (desde 35.000 en 2022), mientras Endesa y Naturgy pierden cuota. Las comercializadoras independientes sin activos de generación sufren la presión más aguda: peores condiciones de cobertura, mayores requisitos de garantías y nula posibilidad de ingresar por servicios de ajuste como hacen las generadoras.
Autoconsumo y flexibilidad: de producto nicho a necesidad
España cuenta ya con 9,3 GW de potencia de autoconsumo fotovoltaico acumulada en más de 500.000 instalaciones, generando 10.550 GWh en 2025, aproximadamente el 4,1% de la demanda eléctrica nacional. Aunque las nuevas instalaciones cayeron por tercer año consecutivo hasta unos 1.139 MW (desde el pico de 2.600 MW en 2022), el mercado está madurando, no muriendo. El almacenamiento detrás del contador creció un 119% hasta 339 MWh en 2025. El tamaño medio residencial subió a 5,5 kW, reflejando la electrificación de la calefacción y la carga de vehículos eléctricos. Y el apagón de abril de 2025 provocó un aumento del 105% en instalaciones aisladas de red, reactivando el interés del consumidor por la autonomía energética.
La economía del autoconsumo sigue siendo atractiva: ahorro medio por hogar de 1.007 €/año (una reducción del 84% de la factura) con un periodo de retorno de 6,2 años sobre una inversión de unos 6.900 €. Pero la historia real está en lo que viene después de la instalación.
El almacenamiento con baterías ha dejado de ser una tecnología cara para early adopters. Según BloombergNEF, el coste de las baterías de almacenamiento estacionario cayó un 45% solo en 2025, hasta los 70 $/kWh a nivel de pack. En tres años se ha dividido por dos. Con estos precios, un hogar con autoconsumo solar que añade una batería física no necesita que ninguna comercializadora le “guarde” sus excedentes en un apunte contable. Los almacena él. Y los usa cuando la electricidad está cara, que es exactamente cuando el sistema más lo necesita. Para las comercializadoras, esto significa que el cliente con paneles y batería ya no depende del pool en las horas punta. O le ofreces algo mejor que el mercado, o ese cliente se desconecta de tu propuesta de valor.
El marco regulatorio ya está listo: RD 88/2026 y la era del agregador independiente
El ecosistema de flexibilidad español recibió su impulso regulatorio más importante con el Real Decreto 88/2026, publicado el 12 de febrero de 2026. Esta norma establece formalmente por primera vez la figura del agregador independiente, completando la transposición de la Directiva europea 2019/944.
Los puntos clave de esta regulación son determinantes. Los agregadores pueden combinar cargas de consumidores, generación distribuida y almacenamiento para participar en mercados de balance. Los consumidores tienen derecho a contratar servicios de agregación sin consentimiento de su comercializadora. Las comercializadoras con más de 200.000 clientes están obligadas a ofrecer tarifas dinámicas. Y se crea un datahub nacional que centraliza los datos de todos los puntos de suministro. REE tiene dos meses para diseñar los procedimientos de agregación y las comercializadoras cuatro meses para adaptarse.
A esto se suma la ampliación del autoconsumo compartido de 2 a 5 km de radio (RD-ley 7/2025), la creación de la figura del gestor de autoconsumo para instalaciones colectivas y la revisión de las normas de respuesta de demanda. El SRAD (servicio de respuesta activa de la demanda) ha asignado 1.725 MW para el primer semestre de 2026, un 50% más que en 2025. Cinco proyectos piloto sandbox del MITECO están probando los mecanismos prácticos de mercados locales de flexibilidad, almacenamiento ciudadano y modelos de agregador independiente.
La oportunidad de mercado es enorme, pero exige velocidad
La confluencia de crisis y regulación abre una ventana para las comercializadoras que actúen con agilidad comercial. El mercado europeo de flexibilidad del lado de la demanda pasará de 4.000 a 12.000 millones de euros en 2030 según McKinsey. España está especialmente bien posicionada: más del 99% de penetración de contadores inteligentes (la más alta de Europa) en residencial, un pipeline de unos 16 GW de proyectos de baterías a escala utility hasta 2030, y un objetivo del PNIEC de 19 GW de autoconsumo para 2030, frente a los 9,3 GW actuales. Existe un escepticismo generalizado en el sector sobre la viabilidad de estas metas oficiales. Cumplir el plan del Gobierno exigiría instalar 2.000 MW anuales, casi el doble de los 1.100 MW actuales. Sin embargo, aun si el mercado se moviera más lento y solo se alcanzara la mitad de esa ambición, estaríamos ante un crecimiento masivo. Para las comercializadoras, el impacto es directo en su modelo de negocio: lo que hoy representa apenas un 3-5% de su base de clientes, escalará hasta suponer entre un 14% y un 17% en el corto plazo. Es un cambio de mix nada desdeñable que obligará a rediseñar la estrategia comercial de forma inmediata.
La disposición del consumidor existe, pero no está bien atendida. Solo el 56,9% de los hogares declara estar satisfecho con su proveedor eléctrico, siendo el precio la queja principal. El 66% de los hogares con paneles solares planea instalar una bomba de calor en los próximos tres años. Y el 71% de los hogares prioriza la seguridad en el gasto energético por encima de otras variables: una señal clara de demanda del tipo de gestión energética predecible y optimizada que los productos de flexibilidad pueden ofrecer.
Ya hay comercializadoras demostrando que el modelo funciona. Nexus Energía, la sexta mayor comercializadora española, se asoció con Bamboo Energy para ofrecer respuesta de demanda industrial: el distribuidor alimentario Distribuciones Monteverde logró un ahorro del 6% en su factura mediante desplazamiento de cargas de refrigeración. Soldelia gestiona proyectos solares comunitarios en Córdoba a un precio fijo de 0,06 €/kWh sin inversión inicial. Holaluz y Som Energía están construyendo plataformas de energía comunitaria. Estos pioneros están convirtiendo la flexibilidad de un concepto regulatorio en propuestas de valor tangibles para el cliente.
Reaccionar ahora o perder la partida
En 2024 se registraron 7,25 millones de cambios de compañía eléctrica en España, un récord histórico. Y eso fue antes de que Irán disparase la volatilidad. Lo que viene será peor. Cada subida brusca del pool es un cliente que se replantea su contrato. La pregunta no es si habrá movimiento de clientes, sino quién los capta.
La crisis de Irán ha expuesto una vulnerabilidad que ya estaba ahí: las comercializadoras construidas sobre márgenes simples de compra mayorista y reventa minorista son cada vez menos viables. Los costes de cobertura en OMIP están un 25% por encima de hace un año. Los servicios de ajuste siguen siendo imposibles de cubrir. Y el cliente lo nota en la factura.
Pero en paralelo, las piezas para un modelo distinto ya están encima de la mesa. El autoconsumo supera los 9 GW instalados. El almacenamiento se ha abaratado un 45% en un solo año. El RD 88/2026 habilita al agregador independiente. Y el mercado europeo de flexibilidad se triplicará hasta los 12.000 millones de euros en 2030.
Las comercializadoras que ahora mismo estén ofreciendo a esos clientes en movimiento una propuesta real de control y gestión de sus activos — autoconsumo, almacenamiento, optimización de consumo — se los van a quedar. Y una vez dentro de una relación de servicios energéticos, esos clientes no se cambian por medio céntimo menos en el kWh.
Quien no los capte durante esta ventana de volatilidad, tendrá que competir por ellos en un mercado tranquilo donde la única palanca es el precio. Y esa es una guerra que las comercializadoras sin activos de generación no pueden ganar.
La ventana entre la habilitación regulatoria y la saturación del mercado es estrecha. Esto no es una reflexión estratégica para el próximo offsite. Es una decisión que hay que tomar esta semana.
