El precio del gas natural rompe los 101 €/MWh en el TTF, un nivel que no se veía desde 2022. La referencia europea del hidrocarburo sube un 4% en la sesión de este viernes y acumula un avance semanal del 8%, con el almacenamiento subterráneo del continente en el 75% de su capacidad.
El contrato para el mes próximo en el TTF neerlandés (Title Transfer Facility) cotizaba por encima de esa cota a primera hora de la mañana en Ámsterdam, según los operadores del mercado. La última vez que Europa operó en tres dígitos fue en el verano de 2022, cuando el corte del gas ruso por tubería empujó la referencia por encima de los 300 €/MWh y obligó a racionar la industria.
La diferencia con aquel episodio es la causa. Entonces faltaba la tubería; ahora falta el buque. El gas natural licuado se ha convertido en la molécula marginal del continente y compite en igualdad de condiciones con los compradores asiáticos. Si el JKM japonés cotiza con prima, los cargueros que iban a Rotterdam ponen rumbo a Chiba. No hay contrato que lo impida.
El dato que preocupa no es el precio, sino el colchón. El almacenamiento subterráneo europeo está al 75% de su capacidad, según los registros que maneja la Agencia de la Unión Europea para la Cooperación de los Reguladores de la Energía (ACER). Alemania, el mayor consumidor de gas del continente, se sitúa muy por debajo de esa media.
Detrás del movimiento está la escalada en Oriente Medio. Los flujos de gas natural licuado de Catar y de Emiratos Árabes Unidos salen por el estrecho de Ormuz, y las interrupciones en esa ruta han estrechado la oferta disponible para Europa. Cada cargamento qatarí que se retrasa encarece la puja por el siguiente buque con destino a Rotterdam o a Zeebrugge.
El mercado había dado por hecho que lo peor quedaba atrás. Los inventarios se reconstruyeron durante 2023 y 2024, la referencia holandesa se movió durante meses muy por debajo de los tres dígitos y la industria europea recuperó parte del aliento. Ese equilibrio se ha roto en menos de un trimestre.
Europa entra en noviembre con quince puntos menos de almacenamiento que el objetivo legal y sin margen para un diciembre frío.
El marco regulatorio deja la comparación en evidencia. El Reglamento (UE) 2022/1032 obliga a alcanzar el 90% de capacidad el 1 de noviembre. Con el 75% actual, el sistema afronta la temporada de calefacción con un colchón quince puntos inferior al previsto, según los registros de infraestructura gasista que publican los operadores europeos.
El caso alemán condensa el problema. La mayor economía del bloque afronta el invierno con inventarios por debajo de la media comunitaria, después de haber cerrado su parque nuclear y de haber renunciado al gas ruso barato. Su industria química, la más expuesta al coste energético, ya trasladó inversiones a Estados Unidos y a China durante la crisis anterior.
Del TTF a la factura: gas, electricidad e industria
En España el primer canal de transmisión es la tarifa de último recurso. El precio del gas natural en el mercado ibérico, que fija MIBGAS, marca la referencia de las revisiones trimestrales que aprueba el Ministerio para la Transición Ecológica. La próxima cita es el 1 de enero de 2027 y el coste de la materia prima del último trimestre apunta a una subida que el consumidor doméstico notará en la factura del invierno.
El segundo canal es la electricidad. Cuando el ciclo combinado marca el precio marginal del mercado mayorista, cada euro de gas se multiplica por un factor cercano a dos, porque a la materia prima se le suma el rendimiento de la planta y el coste de los derechos de emisión. Con el TTF en tres dígitos, el pool difícilmente volverá a los niveles de primavera.
El tercer canal es la industria. Cerámica, vidrio, cemento, fertilizantes, y alimentación compiten con el resto del mundo con un input energético que en Europa cuesta el triple que en Estados Unidos. El grueso de las patronales gasintensivas advirtieron en la escalada anterior de que un horno apagado no se reabre con dos semanas de precios bajos.
Hay un cuarto canal, más silencioso: la demanda. Cada episodio de precios altos deja una parte del consumo industrial que no vuelve. Ocurrió en 2022 con el amoniaco y el aluminio europeos, y la capacidad que se cerró entonces no se ha recuperado del todo. La destrucción de demanda abarata el gas a medio plazo y encarece la factura industrial a largo.
La dependencia del GNL estadounidense tiene un precio político
La paradoja es que Europa ha cambiado una dependencia por otra. El gas ruso por tubería cubría algo más de un tercio de las importaciones comunitarias antes de 2022. Hoy la molécula marginal llega en buque, en buena parte desde la costa este de Estados Unidos y el golfo de México, y esa flexibilidad tiene contrapartida: no existen contratos de fidelidad para el gas que se vende al mejor postor.
Ese es el riesgo que el precio descuenta a medias. Un invierno suave devolvería la referencia a la zona de 50-60 €/MWh en pocas semanas. Un diciembre frío con los inventarios al 75% dejaría al continente recomprando gas a cualquier precio, como en agosto de 2022. La distribución de escenarios es asimétrica y el mercado opera en consecuencia.
Un invierno suave devuelve el gas a 50 euros; uno frío lo lleva otra vez a máximos. El precio de hoy es una prima de seguro, no un pronóstico.
Las autoridades comunitarias tienen herramientas limitadas. El mecanismo de corrección de precios aprobado en 2022, con un umbral de 180 €/MWh, sigue sobre el papel pero no se ha activado desde su entrada en vigor. La compra conjunta articulada a través de la plataforma AggregateEU mejora la posición negociadora de las empresas, aunque no crea moléculas donde no las hay.
Para la economía española hay un matiz relevante. El país cuenta con seis plantas de regasificación en servicio y una posición logística privilegiada para recibir GNL, pero su almacenamiento subterráneo es reducido y la conexión con Francia se limita a los Pirineos. La ventaja se convierte en fragilidad cuando el precio lo fija un mercado global y no una tubería.
El alivio estructural existe, pero llega tarde. La nueva ola de capacidad de licuefacción estadounidense y qatarí entrará en operación comercial entre 2027 y 2029, y buena parte del sector espera que ese volumen adicional presione los precios a la baja. Para el invierno que empieza no hay nada que hacer: la oferta está vendida y los barcos, contratados.
El calendario inmediato ofrece dos referencias concretas. La primera, el dato de almacenamiento que se publique con el arranque de noviembre; la segunda, la revisión de la tarifa de último recurso que el Gobierno apruebe para el 1 de enero de 2027. Entre ambas fechas, la pregunta que el mercado no resuelve es si Europa afronta un episodio puntual o el primer invierno de una década cara.
