El precio del gas TTF ha roto este viernes el umbral de los 93 euros por megavatio hora. La referencia holandesa cotiza a 93,3 €/MWh a las 9.30 horas (7.30 GMT), con una subida del 3,65% en la sesión que lo devuelve a máximos desde diciembre de 2022.
En el acumulado del año, la revalorización supera el 230%. El cálculo es elocuente: partiendo de esa cifra, el mercado arrancó 2026 en torno a los 28 €/MWh y ha multiplicado por más de tres el precio de la molécula en diez meses. Para encontrar una escalada de esta magnitud hay que remontarse al verano de 2022, cuando el corte del suministro ruso desmontó el modelo de compra europeo.
La referencia holandesa es algo más que un número. El TTF es el precio al que se negocian buena parte de los contratos a plazo del continente y la variable que acaba filtrándose en las tarifas domésticas, en los costes industriales y en el precio marginal de la electricidad. Cuando se mueve, se mueve todo lo demás.
El detonante vuelve a estar en el mapa
El aumento de las tensiones en Oriente Medio y las dudas sobre la continuidad del suministro han empujado al alza al gas y al crudo en las últimas sesiones. El patrón se repite con una regularidad que ya resulta familiar: primero sube el barril, después el gas y al final la electricidad del día siguiente. La mayoría de los operadores compra cobertura antes de saber si la necesitarán.
Sobre ese fondo geopolítico se superpone un dato físico. La AIE ha advertido de que la Unión Europea afronta el invierno con los almacenamientos de gas más bajos de los últimos años para esta altura del calendario. Los registros de llenado de almacenamientos que publica GIE se han convertido en el primer indicador que mira la mesa de gas de cualquier comercializadora europea al abrir la sesión.
El mercado no está pagando escasez real de moléculas: está pagando la prima de riesgo de un invierno que llega con los almacenamientos por debajo de lo previsto.
El movimiento no es exclusivo del hub holandés. El TTF arrastra al resto de referencias europeas y los contratos a plazo del MIBGAS español han seguido la estela, con el diferencial respecto a Holanda estrechándose a medida que el mercado asume que el invierno será caro en todo el continente. La competencia con Asia por los cargamentos de gas natural licuado añade una capa más: cada millón de toneladas que se desvía a Japón o Corea del Sur es un millón que no llega a Europa.
Cada pico del TTF tiene fecha de cobro: el shock de octubre se convierte en factura en enero, cuando se revise la tarifa regulada.
La volatilidad también se explica por la estructura del mercado. El volumen de contratos negociados en el TTF supera con holgura el consumo físico europeo, de modo que las coberturas financieras amplifican los movimientos en ambas direcciones. En un mercado con poca liquidez en los vencimientos de invierno, una orden grande mueve el precio más que un corte de suministro.
España observa el fenómeno desde una posición particular. Cuenta con la mayor capacidad de regasificación de Europa, pero su capacidad de interconexión con Francia limita el arbitraje y, por tanto, la capacidad de trasladar esa ventaja al resto del continente. El resultado es un mercado ibérico que suele cotizar con descuento, aunque no inmune.
De la TUR a la calefacción: dónde aterriza el precio del gas TTF
El primer canal de transmisión es la tarifa de último recurso. La TUR se revisa cada trimestre y su fórmula toma como referencia el precio del gas en el mercado ibérico, de modo que la próxima actualización, prevista para el 1 de enero de 2027, llegará con el TTF muy por encima de los niveles del trimestre anterior. El calendario amortigua el golpe, pero no lo elimina: lo retrasa.
El segundo canal es eléctrico. En las horas en las que el gas fija el precio marginal del pool, el encarecimiento del combustible se traslada al recibo de los hogares acogidos a tarifa regulada. Sucede sobre todo en las noches de invierno y en los días sin viento, cuando la generación renovable no alcanza a cubrir la demanda y entra la turbina de ciclo combinado.
El tercero es industrial, y es el más silencioso. Cerámica, vidrio, química y fertilizantes utilizan el gas como materia prima y no solo como energía, de forma que su exposición al TTF es directa. Cuando la referencia holandesa se instala por encima de los 90 euros durante semanas, la pregunta deja de ser cómo cubrirse y pasa a ser si compensa producir.
A eso se suma la estacionalidad. Noviembre y diciembre concentran la demanda de calefacción en el centro y el norte de Europa, justo cuando los almacenamientos están más bajos. La meteorología de las próximas seis semanas vale hoy más que cualquier informe de analistas.
Análisis: lo que el mercado aprendió de 2022 y lo que ha olvidado
El récord histórico del TTF sigue estando en agosto de 2022, por encima de los 300 €/MWh. Los 93 euros de este viernes están lejos de aquella cota, pero el punto de partida del ejercicio —en torno a 28 €/MWh— explica la magnitud del salto. La normalización de 2023 y 2024, con precios en la horquilla de los 30 a los 45 euros, instaló la idea de que el problema estaba resuelto. No lo estaba. Solo estaba aparcado.
Europa ha construido capacidad de regasificación, ha firmado contratos de largo plazo y ha fijado un objetivo de llenado del 90% antes del 1 de noviembre. Es un marco de volumen, no de precio. El reglamento garantiza que haya moléculas, no que sean baratas, y esa distinción es la que ahora cobra relevancia. El mercado gasista europeo sigue funcionando con el spot como precio marginal, y ese marginal lo fija el cargamento más caro que hace falta para cerrar el balance. Basta con que falte un poco para que suba mucho.
El riesgo evidente es de manual. Si el invierno es suave, la prima geopolítica se deshace en pocas semanas y quien compró en máximos se queda con la cobertura equivocada. Si es duro, la destrucción de demanda industrial que ya se produjo en 2022 volverá a repetirse, esta vez sin el colchón de un almacenamiento lleno. La AIE ha puesto el foco precisamente en esa segunda mitad del escenario.
La pregunta que queda abierta no es cuánto puede subir el TTF, sino cuánto tarda en bajar. La respuesta depende de tres citas concretas: el cierre del ciclo de llenado el 1 de noviembre, los partes semanales de almacenamiento y la revisión de la TUR del 1 de enero, que convertirá en recibo lo que hoy es solo una cotización. Hasta entonces, cada jornada de frío en el norte de Europa se leerá como una señal.
