El precio del gas natural cerró el viernes en 89 euros por megavatio hora, máximo desde diciembre de 2022. La referencia europea TTF, que se negocia en el mercado holandés, ha subido un 181% desde el estallido del conflicto en Oriente Medio y devuelve al sector energético al escenario que se creía superado tras la crisis de 2022.
El TTF encadena una subida del 181% desde el estallido en Oriente Medio
La sesión del viernes resumió el nerviosismo del mercado. El gas abrió con caídas, se dio la vuelta a media tarde y terminó con un avance del 3,6% hasta tocar los 89 euros en el máximo intradía. Es el nivel más alto desde el 23 de diciembre de 2022, el invierno en que Europa pagó por llenar sus almacenes a cualquier precio tras la invasión rusa de Ucrania.
La comparación con el punto de partida del actual episodio bélico mide la magnitud del movimiento: el TTF cotizaba en 31,6 euros cuando comenzó el conflicto en Oriente Medio y desde entonces se ha revalorizado un 181%. En lo que va de año, el encarecimiento supera el 215%. El mercado no descuenta un corte de suministro confirmado; descuenta el riesgo de quedarse corto.
Concurren tres presiones. La primera es la llegada del invierno con los almacenes por debajo de lo habitual. La segunda, la competencia global por el gas natural licuado (GNL), con Asia dispuesta a pagar primas por cargamentos que en otra coyuntura habrían acabado en puertos europeos. La tercera, las interrupciones y los conflictos en Oriente Medio, que dificultan los flujos marítimos, encarecen los fletes y retrasan entregas.
Las reservas europeas arrancan el invierno en el 73% de su capacidad
Los analistas de XTB sitúan las reservas europeas en torno al 73% de capacidad al inicio de la temporada de frío, frente al 89% que suele registrarse en estas fechas. Son 16 puntos de colchón perdidos, y ese hueco se nota cada vez que el termómetro baja. Los datos públicos de la plataforma AGSI de Gas Infrastructure Europe permiten seguir la evolución diaria de unas existencias que ya entran en fase de extracción neta.
Con menos gas guardado, cada ola de frío se traduce en compras de emergencia y en volatilidad. Y con el GNL más caro y más disputado, el margen de maniobra europeo se estrecha justo cuando la demanda asiática repunta por la temporada de calefacción.
Europa entra en el invierno con menos gas guardado que en cualquier año reciente y con menos proveedores dispuestos a vender barato.
Del TTF al pool eléctrico: cómo llega el encarecimiento hasta el recibo
El mercado marginalista no perdona. El gas no necesita ser la tecnología más utilizada para marcar el precio: basta con que una central de ciclo combinado sea la última en entrar para cubrir la demanda de una hora concreta. En ese instante, el coste del combustible fija el precio que cobran todas las demás tecnologías. Una central de ciclo combinado necesita del orden de dos megavatios hora de gas para producir uno de electricidad, de modo que cada euro de más en el combustible se multiplica en la casación.
El traslado al pool tiene calendario. El PVPC se revisa cada día con la casación de OMIE, así que un encarecimiento del gas se nota en la factura regulada doméstica en cuestión de jornadas si se multiplican las horas caras. La tarifa de último recurso del gas (TUR) se actualiza por trimestre y la siguiente revisión está prevista para el 1 de enero de 2027. Los contratos industriales, indexados a MIBGAS, reciben el golpe antes que los hogares.
El sector electrointensivo es el eslabón más frágil. Las industrias que compiten con productores extracomunitarios no pueden repercutir un coste energético que, en Asia o Estados Unidos se paga con gas a una fracción del precio europeo. Cada episodio como el actual reabre el debate sobre paradas temporales de plantas y sobre el papel de las interrumpibilidad.
Análisis: la paradoja española de las regasificadoras sin precio propio
España cuenta con la mayor capacidad de regasificación de Europa y una red de plantas que en 2022 funcionó como puerta de entrada de GNL para media Europa. Ese músculo no se traduce en un precio distinto. El mercado ibérico importa la referencia del TTF y una fábrica española paga lo mismo que una alemana, con el agravante de que la interconexión gasista con Francia es limitada y no permite arbitrar diferencias con el resto del continente.
La diferencia con 2022 es de estructura, no de precio. Entonces el problema era la dependencia del gasoducto ruso y la respuesta fue un despliegue acelerado de plantas y de ahorro. Ahora el problema es la competencia por un mercado más fragmentado, con buques que cambian de rumbo según la prima que ofrezca Asia. La infraestructura ya está construida; lo que falta es suministro barato y una fórmula que desacople el recibo eléctrico del precio del gas.
La infraestructura española no fija precio: el recibo se decide en el mercado holandés y en la puja por cada cargamento de GNL.
El riesgo evidente apunta en dos direcciones. Si el invierno es frío y las reservas se vacían rápido, Europa competirá en el peor momento del ciclo y el pool trasladará el golpe a industrias y hogares. Si el invierno es suave y llegan cargamentos, el precio puede corregir con la misma velocidad con la que subió: un 181% de subida en semanas también admite retrocesos abruptos, y los operadores que se han cubierto a estos niveles lo notarán en sus coberturas.
Hay una condición concreta que conviene vigilar. El nivel de existencias en los almacenes europeos a mediados de diciembre determinará si el TTF prueba la zona de los 100 euros o se repliega hacia el entorno de los 60. Entre ambos escenarios se decide la factura de millones de hogares y la continuidad de turnos en la industria. El invierno manda.
