El precio del gas natural ha entrado en el invierno por la puerta grande. El TTF holandés, referencia del mercado europeo, cerró el viernes 23 de octubre en 93,85 €/MWh, su nivel más alto desde el 22 de diciembre de 2022. En la misma semana, el Brent superó los 116 dólares y los almacenes de la Unión Europea afrontaron la temporada de calefacción por debajo de su media de los últimos cinco años.
La escalada no fue un accidente de una sola sesión. El 13 de octubre la referencia holandesa ya había rozado los 86 €/MWh, el primer aviso. El martes 20 retrocedió a 85,06 €/MWh, un 3,4% menos, y a partir de ahí encadenó tres sesiones al alza hasta el cierre del viernes, un 7,2% por encima del viernes anterior. Según los datos que recopila AleaSoft Energy Forecasting, no se veía un cierre así desde hacía casi cuatro años.
El TTF holandés cierra en 93,85 €/MWh, el nivel más alto desde diciembre de 2022
El detonante tiene dos patas. La primera es la meteorología: las temperaturas medias cayeron en todos los mercados analizados durante la semana del 19 de octubre, con descensos de 4,8 °C en Portugal y 3,9 °C en España. La segunda es la oferta. Las reservas comunitarias se movieron en torno al 75% de capacidad —el 73% en algunos registros—, por debajo de la media quinquenal para estas fechas, y las restricciones en los envíos de gas natural licuado desde Oriente Medio siguen sin resolverse.
A la lista se sumó el petróleo. El Brent cerró el viernes 23 en 116,72 dólares por barril, máximo desde el 30 de abril y un 6,2% más en solo una semana. El 22 de octubre la Guardia Revolucionaria de Irán aseguró que siete petroleros habían resultado dañados en el estrecho de Ormuz, cuatro por ataques, y tres tras chocar con minas. Los ataques hutíes contra infraestructuras saudíes y la posibilidad de que Washington reanude acciones militares contra Teherán completaron el cóctel. Los derechos de emisión de CO₂ cerraron en 86,27 euros por tonelada.
Los almacenes son el dato que de verdad mide el riesgo. Un 75% de llenado en la víspera de noviembre deja a Europa con menos colchón que en 2022, cuando el invierno arrancó con las instalaciones casi al límite y el precio llegó a superar los 300 €/MWh en el mercado de futuros. La diferencia es que ahora el gas llega por barco y no por tubo, y que la competencia con Asia por cada cargamento de GNL se decide en dólares. El registro europeo de almacenamientos AGSI+ actualiza cada día esa cuenta atrás.
Con los depósitos por debajo de la media histórica, el margen de error de Europa ya no lo fija el precio: lo fija el calendario.
El contrapeso llegó del viento. Francia produjo 415 GWh el viernes 23, récord absoluto para un día de octubre y la mayor cifra desde el 9 de enero de 2026. Alemania alcanzó 1.117 GWh el sábado 24. Con ese empuje, los precios mayoristas semanales bajaron un 29% en Francia y Países Bajos, un 28% en Bélgica, un 26% en Alemania y un 24% en el mercado nórdico, pese al encarecimiento del gas. El mercado eléctrico se movió en dirección contraria a su combustible.
El alivio del pool europeo no vino del gas ni de la política energética: vino de que sopló el viento.
Por el lado de la demanda, el consumo creció un 12% en Francia, un 9,7% en Gran Bretaña, un 3,5% en Bélgica, un 2,7% en Alemania, un 1,4% en España y un 0,7% en Italia, mientras la producción solar caía un 34% en Francia, un 31% en Alemania y un 22% en Italia. Menos sol al principio de la semana y más calefacción. Italia fue el único gran mercado que subió de media, un 7,6%, hasta 242,26 €/MWh, el promedio semanal más alto de Europa.
De los 215 €/MWh del pool español a la factura de la calefacción
España no se libró. El lunes 19 de octubre el mercado ibérico marcó 215,11 €/MWh de precio diario, su cota más alta desde el 29 de abril de 2022. El promedio semanal apenas se movió, con una caída del 0,1%, pero el lunes 26, entre las 20:00 y las 21:00, el precio horario publicado por OMIE alcanzó los 300 €/MWh. No se veía una hora así desde el 10 de septiembre de 2022. El viernes 23, en cambio, ese mismo mercado había tocado 110,09 €/MWh.
Esa volatilidad es la que termina llegando al recibo. La tarifa de último recurso del gas se revisa cada trimestre y el coste de la materia prima entra con retraso, de modo que el encarecimiento de octubre llegará, como pronto, a la revisión con efecto en enero. La CNMC fija ese precio de referencia para los hogares acogidos a la TUR y el mercado mayorista lo anticipa con sus curvas. Un invierno sostenido en la banda de los 90 €/MWh en el TTF obliga a trasladar al recibo buena parte de la escalada, aunque el mecanismo la reparta entre trimestres.
Hay un matiz que conviene no perder. El precio del gas no fija solo la caldera: fija también el pool, porque la tecnología que casa oferta y demanda en las horas sin sol ni viento suele ser un ciclo combinado. Cuando el TTF se mueve 10 €/MWh, el mercado eléctrico lo nota en las horas punta. Y ahí España paga la misma referencia que Alemania o Italia, por mucho que acumule media docena de plantas regasificadoras y una cuota de renovables superior a la media europea.
Por qué el invierno de 2026 se decide en los almacenes europeos y en el estrecho de Ormuz
La narrativa del refugio energético merece una revisión. España tiene una red de gasoductos y regasificadoras que le permite diversificar el suministro mejor que la mayoría de sus socios, y eso es una ventaja real en seguridad física. No lo es tanto en precio. El 19 de octubre, con el viento soplando y las renovables cubriendo buena parte de la demanda, el pool español marcó su cota más alta en cuatro años y medio. La infraestructura protege del corte, no de la factura.
El precedente de 2022 marca el tono. Entonces Europa entró en el invierno con los depósitos casi llenos y, aun así, el TTF superó los 300 €/MWh tras el corte de suministro ruso. Ahora el punto de partida es peor en almacenamiento y mejor en diversificación. Esa combinación no descarta una repetición, pero sí cambia el detonante: ya no haría falta un corte de gasoducto; bastaría un invierno frío, seco y sin viento, o una escalada militar en Ormuz que arrastrara al GNL indexado al crudo.
AleaSoft dedicó su webinar número 70, celebrado el 15 de octubre con la participación de Deloitte, a las perspectivas del invierno 2026-2027 y a la financiación de renovables y almacenamiento. La conclusión que se desprende de los datos semanales es incómoda: la electricidad europea aguantó el tirón del gas gracias a la eólica francesa y alemana, no a los fundamentales. Para la semana del 26 de octubre, las previsiones apuntaban a descensos del viento en todos los mercados analizados y a subidas de precio en la mayoría.
Quedan tres citas en el calendario. La primera revisión trimestral de la TUR con efecto en enero, que trasladará al recibo lo que el mercado ya descuenta. El nivel de los almacenes en la primera quincena de diciembre, cuando se consume el grueso del gas de calefacción. Y el cierre de la temporada de extracción, en marzo de 2027, con la pregunta de si Europa llegará al próximo otoño por debajo del 40% de llenado. Si el invierno es suave, el TTF devolverá parte de los 93,85 €/MWh. Si no lo es, la factura de 2027 empezará a escribirse en diciembre.
