El precio del gas en el TTF marcó esta semana los 83,97 euros por MWh, máximo desde 2022. Al día siguiente, la referencia europea cotizaba en 81,07 euros por MWh. Con los almacenamientos de la Unión Europea al 68,49%, el invierno arranca con una combinación que no se veía desde la crisis energética posterior a la invasión de Ucrania.
El TTF acumula una subida del 187% y las reservas de gas en Europa se quedan en el 68,49%
La cotización spot del TTF cerró el 16 de septiembre en 81,07 euros por MWh, después de haber tocado los 83,97 euros un día antes. Son niveles que no se registraban desde el cierre de 2022 y que equivalen a una subida del 187% respecto a los primeros días de enero. El futuro front-quarter, el contrato que mejor recoge las expectativas para los meses de mayor consumo, se movía en 79,95 euros por MWh el 15 de septiembre, un 191% por encima del arranque del año, según los datos de mercado recopilados por AleaSoft Energy Forecasting.
El problema no es solo el precio. El llenado de los almacenamientos europeos se situaba en el 68,49% el 15 de septiembre, frente al 80,83% de la misma fecha de 2025 y a niveles superiores al 93% en 2023 y 2024. Los datos de la plataforma AGSI de Gas Infrastructure Europe dibujan un colchón más fino que el de los tres inviernos anteriores.
La suma de ambas variables es lo que inquieta al mercado. Un combustible caro y unas reservas ajustadas dejan menos margen para absorber un episodio de frío prolongado o una interrupción en las rutas marítimas del gas licuado. Y el gas sigue siendo el combustible marginal que fija el precio de la electricidad durante muchas horas en la mayoría de los mercados europeos, de modo que cada movimiento del TTF se traslada con rapidez a los precios mayoristas.
Esa transmisión no es homogénea. Los futuros eléctricos para el cuarto trimestre de 2026 dibujan diferencias de más de 60 euros por MWh entre unos mercados y otros, y la brecha explica por qué el mismo gas golpea de forma muy distinta a cada economía.
El mercado no está pagando el frío que vendrá, sino el margen que falta: con el almacenamiento europeo por debajo del 70%, cualquier sorpresa se convierte en precio.
Alemania y Francia afrontan el invierno con menos margen que hace un año
Alemania concentra buena parte del riesgo. Sin generación nuclear desde 2023 y con las terminales flotantes de GNL cubriendo el hueco que dejó el gas ruso, sus almacenamientos están al 55,93%, casi 20 puntos por debajo del 76% de un año antes. El futuro eléctrico alemán para el cuarto trimestre cotizaba en 173,61 euros por MWh, uno de los niveles absolutos más altos del continente.
Alemania ha cambiado el gas ruso por GNL flotante, pero no ha recuperado el colchón: su almacenamiento es el más bajo de los grandes mercados europeos.
Francia suele citarse como el mercado mejor protegido por su parque nuclear, y la guía de EDF publicada a finales de 2025 apunta a una producción de entre 350 y 370 TWh para 2026 y 2027.
El colchón es, aun así, más estrecho de lo habitual: el reactor EPR de Flamanville-3, de unos 1,6 GW, ha entrado en parada este mes de septiembre para su primera gran revisión, con una duración estimada de un año, por lo que estará fuera de servicio todo el invierno. Sus reservas de gas, del 77,16%, quedan trece puntos por debajo de las de 2025, y el futuro eléctrico del cuarto trimestre se sitúa en 159,70 euros por MWh.
Italia responde a otra lógica. Mantiene un peso muy alto del gas en su mix de generación y, aunque sus reservas están al 84,80% —solo cinco puntos por debajo de las de 2025, la menor caída del grupo analizado—, es el mercado con los precios eléctricos más altos: 214,77 euros por MWh para el cuarto trimestre de 2026 y 198,45 euros para el primero de 2027.
España llega con menos gas en el mix, pero con la interconexión como límite
La península ibérica parte de una posición distinta. El peso del gas en la generación eléctrica española es mucho menor que en Italia gracias al parque renovable y a la nuclear, y los almacenamientos están al 73,44% en España y al 93,95% en Portugal, frente al 86,34% y el 99,54% de 2025.
Menos exposición no significa desacoplamiento. El gas continúa fijando el precio del mercado ibérico en las horas en que es marginal, y el futuro eléctrico español para el cuarto trimestre se situaba en 150,14 euros por MWh, un 126% más que a principios de año. La capacidad de interconexión con Francia sigue siendo limitada, tanto para exportar el excedente renovable como para importar electricidad en los momentos de tensión.
Desacople, ninguno.
Reino Unido y Polonia completan el mapa con perfiles opuestos. El primero, fuera del mercado único europeo y con una capacidad de almacenamiento estructuralmente reducida desde el cierre de la instalación de Rough, apenas alcanza el 31,31% de llenado, y su futuro para el primer trimestre de 2027 cotiza un 112% por encima del cierre del 2 de enero.
Polonia llega con el 98,25%, incluso por encima del 96,23% del año anterior, gracias a una política activa de diversificación tras el fin de las importaciones rusas. Su riesgo no está en las reservas, sino en la transición de un mix todavía muy dependiente del carbón hacia una mayor proporción de gas y renovables.
El mapa no engaña.
Los mecanismos de mitigación existen, aunque actúan con horizontes distintos. Los contratos de suministro a largo plazo, las estrategias de cobertura, y las reservas estratégicas permiten a comercializadoras y grandes consumidores cerrar parte de su exposición antes de que la volatilidad se traslade a la factura.
Los mecanismos de solidaridad de la Unión Europea, ya activados en episodios anteriores de tensión, ofrecen una red de seguridad ante una disrupción severa del suministro. El refuerzo de las interconexiones, tanto eléctricas como gasistas, entre la península y el resto del continente sigue siendo la medida estructural más importante, pero su desarrollo excede el horizonte de este invierno.
Un invierno que se decide en el almacenamiento, no en el termómetro
La meteorología, sobre el papel, juega a favor de Europa. La agencia estadounidense NOAA sitúa el índice ENSO Niño 3.4 en 1,8 °C en agosto de 2026 y otorga más del 90% de probabilidad a un episodio de El Niño muy fuerte durante el otoño y el invierno, con un 75% de probabilidad de que el trimestre de octubre a diciembre supere los 2,5 °C, un nivel excepcional desde 1950.
Un El Niño de esa magnitud suele asociarse a inviernos más suaves y húmedos en el oeste y el sur del continente, un patrón que la previsión estacional de AEMET recoge para España, con temperaturas en el tercil superior entre septiembre y noviembre.
El precio, sin embargo, no descuenta un invierno suave. El TTF cotiza en máximos desde el cierre de 2022 con los almacenamientos por debajo del 70%, y esa aparente contradicción admite una lectura: el mercado está poniendo precio al riesgo de suministro —competencia con Asia por los cargamentos de GNL, tensión geopolítica en las rutas de tránsito— antes que al escenario meteorológico más probable. Cualquier variación de la demanda en China o Japón se traslada en cuestión de días al precio europeo.
El riesgo evidente está en el vórtice polar. Un debilitamiento de esa circulación abriría la puerta a irrupciones frías puntuales, justo el escenario que un almacenamiento al 68,49% tolera peor.
El calendario aprieta.
La diferencia entre un invierno suave y dos semanas de frío intenso no se mide en grados, sino en millones de euros de factura eléctrica e industrial. En el caso español, esa factura se abarata por el mix, pero no desaparece: el gas sigue marcando el precio marginal en las horas decisivas.
España ha construido su colchón sobre renovables y nuclear, no sobre almacenamiento de gas, y ese diseño funciona mientras no falle ninguna de las dos patas. La parada de Flamanville-3 reduce el margen nuclear francés y, por extensión, el del mercado europeo al que la península mira en las horas de mayor tensión. La interconexión continúa siendo el cuello de botella estructural que ningún ciclo de precios ha resuelto.
El colchón tiene un límite.
Queda por ver si el llenado aguanta el ritmo de extracción. El 1 de noviembre, fecha de referencia del calendario europeo para el cierre de la campaña de almacenamiento, será el primer examen. El segundo llegará con cada ola de frío y con cada cargamento de GNL que se dispute con Asia. Hasta entonces, el precio del gas seguirá marcando el paso de la factura eléctrica europea, y España lo notará en el mercado mayorista aunque su exposición directa sea menor que la de Alemania o Italia.
