El precio del gas natural supera los 80 €/MWh en Europa, el nivel más alto en casi cuatro años. La subida llega cuando España se prepara para el invierno con las reservas de gas tensionadas por el veto europeo al gas ruso y una demanda que no da tregua.
El petróleo y el conflicto en Ormuz arrastran al gas
La escalada del Brent por encima de los 107 dólares es el primer eslabón. El gas y el petróleo no cotizan en el mismo mercado, pero la energía europea se mueve como un bloque cuando sube el riesgo geopolítico. Los futuros del TTF, la referencia del gas natural en Europa, han encadenado varias sesiones al alza y se acercan a la barrera de los 81 €/MWh.
El mercado europeo ha pasado de pagar un gas estable por debajo de 30 €/MWh antes de la crisis a convivir con repuntes bruscos. La referencia actual, el TTF neerlandés, se consolida como el termómetro de una Europa que sigue peleando por cada metro cúbico disponible.
La prolongación de la guerra contra Irán añade presión sobre el estrecho de Ormuz, la principal autopista del crudo y del GNL de Oriente Próximo. Buena parte de los analistas citados por la prensa económica insisten, sin embargo, en que el gas no está solo reaccionando al petróleo: las decisiones de la Unión Europea tienen tanta culpa como la geopolítica.
El veto al gas ruso ha reducido la flexibilidad del sistema. España no dependía del gasoducto ruso, pero sí se ve afectada por el precio marginal europeo y por la competencia global por cada buque metanero. Ahora mismo, cualquier interrupción en el transporte marítimo se traduce en una prima de riesgo.
A España le afecta de forma peculiar. La península es la puerta de entrada de buena parte del GNL que consume la UE, pero esa ventaja logística no aísla los precios. Las plantas de regasificación están operativas, aunque la demanda invernal puede obligar a pujar por cargamentos que también se dirigen a Asia.
Europa ha sustituido la dependencia del gas ruso por una dependencia del gas comprado al precio que imponga el mercado mundial.
El impacto en la factura eléctrica y en las reservas de invierno
El gas natural fija el precio de la electricidad en muchas horas del día. Cuando el TTF sube, las comercializadoras trasladan ese coste a los contratos indexados y a la tarifa regulada, con un desfase de semanas. El conjunto de las facturas energéticas de los hogares españoles encara el otoño con menos margen para absorber otro repunte.
La subida del gas no es solo un problema de calefacción. El consumo de gas para generación eléctrica sigue siendo relevante en los meses de viento flojo, y la demanda de las centrales de ciclo combinado aumenta cuando la eólica no sopla. Ese acoplamiento explica por qué un TTF caro se cuela en el recibo de la luz con más rapidez de lo que a veces se admite.
El dato más incómodo es la comparación de largo plazo. Según recoge El Independiente, el gas cuesta ya un 148% más que al inicio de la guerra, un porcentaje que se explica por la retirada progresiva del gas ruso barato y por el encarecimiento del flete marítimo. Las reservas no están vacías, pero la capacidad de rellenarlas es más cara que en ejercicios anteriores.
La industria electrointensiva es la primera en notar el golpe. Las fábricas de cerámica, química y metalurgia trabajan con contratos de gas a plazo, pero la renovación de pólizas se produce con el TTF en niveles que no permiten planificar márgenes. Algunas compañías ya han trasladado a sus clientes la cláusula de revisión de precios energéticos.
En los hogares, el efecto tarda más en llegar por los topes y la tarifa regulada, pero no es inexistente. Las revisiones trimestrales de la tarifa de último recurso (TUR) y el precio del pool eléctrico acaban reflejando el encarecimiento del gas con desfase de uno o dos meses.
Por qué este invierno no se resuelve con reservas altas
El error de lectura más común es fijarse solo en el nivel de los almacenes. España cuenta con una red de regasificación amplia, pero tener la infraestructura no garantiza el precio del gas que llega. Los depósitos pueden estar en niveles aceptables y, aun así, el coste de reponerlos puede encarecer la factura durante meses.
La cuestión de fondo es regulatoria. La Unión Europea ha priorizado la retirada del gas ruso, pero no ha sustituido ese suministro por una alternativa estable y barata. El resultado es un mercado más expuesto a los picos de demanda asiáticos, a la geopolítica de Oriente Próximo y a los retrasos en la puesta en marcha de nuevos contratos de GNL.
Los contratos de gas a futuro apuntan a que el invierno será caro incluso si no hay un corte de suministro. La prima de riesgo ya está incorporada en la curva, lo que complica las compras de las comercializadoras independientes que no tienen coberturas cerradas.
Esta redacción ha defendido otras veces que la mejor política energética para España no es la autarquía, sino la diversificación real de contratos. Eso incluye acuerdos de largo plazo con productores africanos, una apuesta más clara por el almacenamiento estacional y una señal de precios que no penalice a la industria que compite en Europa. Sin esas piezas, cada escalada del Brent o del TTF se convierte en un sobresalto.
Queda una incógnita de corto plazo. Si las temperaturas se mantienen suaves en octubre, la presión sobre los inventarios será manejable; si llega una ola de frío temprana, el margen se agota. No es un pronóstico, es una condición. La prueba real será el arranque de la temporada de calefacción.
