El precio del gas europeo ha roto el suelo de los 30 euros por megavatio hora, un nivel que no se veía desde junio de 2021.
La referencia TTF holandesa, termómetro del mercado continental, llegó a marcar un mínimo intradía de 29,69 euros por MWh antes de recuperar parte del terreno perdido y cerrar en torno a los 30,3 euros, con un descenso próximo al 5% en la sesión. Es la primera vez en más de cinco años que el contrato de referencia europeo pierde la barrera psicológica de los 30 euros.
El movimiento no es un episodio aislado. Desde el arranque del año, el gas europeo acumula una caída superior al 60%. Para encontrar una referencia comparable hay que retroceder a 2020, cuando el TTF se movía alrededor de los 15 euros por MWh. Para hallar el extremo opuesto, al verano de 2022, cuando el mercado rozó los 350 euros por MWh tras el corte de suministro ruso. La distancia entre ambos puntos mide la magnitud del giro.
El TTF perfora los 30 euros: del pico de 350 al suelo de 29,69
El Title Transfer Facility es el centro de negociación virtual donde se fija el precio mayorista del gas en el noroeste europeo. Actúa como faro para el resto de hubs del continente, incluido el MIBGAS ibérico. Sus movimientos se trasladan con cierto retardo a las tarifas minoristas y a los contratos industriales indexados, de modo que el nivel actual anticipa presión a la baja sobre la factura del gas en los próximos trimestres.
Detrás del desplome hay tres fuerzas que empujan en la misma dirección. La primera es meteorológica: un inicio de invierno templado en el grueso del continente ha recortado la demanda de calefacción. La segunda es de oferta: las importaciones de gas natural licuado procedentes de Estados Unidos han marcado récords y han inundado los terminales europeos. La tercera es de demanda: la industria química, cementera y siderúrgica sigue operando por debajo de su capacidad y no tira del consumo como antes de la crisis.
El gas europeo ha pasado de la emergencia a la sobreoferta en menos de un ciclo inversor, y ese giro explica los 30 euros.
Los analistas coinciden en el diagnóstico. ‘La combinación de un invierno suave, importaciones récord de GNL estadounidense y una demanda limitada de hogares y empresas ha empujado a la baja los precios europeos del gas’, señaló Biraj Borkhataria, analista de RBC Capital Markets.
Con el almacenamiento casi lleno y la demanda dormida, el mercado ha dejado de pagar prima por el miedo.
Invierno suave, GNL récord y una demanda que no despierta
Los datos de Gas Infrastructure Europe sitúan el llenado de los almacenamientos comunitarios por encima del 64%, con Alemania —primer consumidor del continente— por encima del 70% y la República Checa cerca del 63%. Bjarne Schieldrop, analista de SEB, describe esa posición como cercana a niveles récord para la época del año y añade un factor que rara vez entra en las quinielas: ‘El calentamiento global está reduciendo la demanda de gas para calefacción’.
Štěpán Hájek, de XTB, resumió el cambio de ciclo con una comparación elocuente: ‘Europa ha logrado un giro notable: al inicio de la crisis, todo el continente temía una escasez masiva de gas, posibles cortes de electricidad y una recesión profunda. El analista checo introduce, eso sí, un matiz que conviene retener: los precios deben mantenerse lo bastante altos como para seguir atrayendo cargamentos de GNL.
El verano de 2022 dejó imágenes que el sector no ha olvidado: subastas de capacidad, buques metaneros esperando frente a la costa y gobiernos diseñando planes de contingencia. Cuatro años después, el mercado mira el mismo mapa con otra temperatura. Dejémoslo en un ‘ya veremos’.
El colchón de los 30 euros: alivio para la factura y trampa para la inversión
Para el consumidor español, el efecto llega por dos vías. La primera es la tarifa de último recurso del gas, la TUR, que se revisa con carácter trimestral a partir de la cotización del MIBGAS y de los costes de comercialización. Con el mayorista en estos niveles, la revisión de enero de 2027 apunta a una nueva rebaja, la enésima desde 2022. La segunda vía es eléctrica: el gas marca el precio marginal del pool en las horas sin sol ni viento, de modo que un TTF barato también presiona a la baja el recibo de la luz.
El alivio, sin embargo, tiene contrapartidas. La industria electrointensiva celebra el coste energético pero constata que su recuperación no llega: el abaratamiento del gas no basta si la demanda de sus productos sigue débil. Y las comercializadoras que compraron a plazos anteriores, con coberturas cerradas a 40 y 50 euros, se encuentran ahora con márgenes comprimidos. La mayoría de las comercializadoras consultadas mantiene precios por encima del mercado spot para no consolidar pérdidas.
Hay, además, un riesgo de cola que el mercado de futuros descuenta a medias. Hájek lo señala con prudencia: ‘El próximo invierno sigue siendo un riesgo; podría ser más duro de lo que se espera hoy y los niveles de almacenamiento podrían caer rápido. Sin embargo, ese escenario parece muy poco probable’. La curva de futuros para el primer trimestre de 2027 cotiza por encima del contrato de contado, una prima que refleja precisamente esa incertidumbre.
El tercer foco de atención está fuera de Europa. Si Asia —China en particular— recupera tracción y paga más por el cargamento, los buques estadounidenses pondrán rumbo al Pacífico y el Viejo Continente dejará de disfrutar del descuento actual. La sobreoferta de GNL es un fenómeno global, no un atributo europeo, y depende de que el diferencial de precio entre ambos mercados se mantenga a favor del continente.
La paradoja es notable. Europa ha sustituido la dependencia del gasoducto ruso por la dependencia del metanero estadounidense, y lo ha hecho a costa de pagar una prima de seguridad que ahora, con los precios en mínimos de cinco años, resulta más difícil de justificar ante Bruselas. Los contratos de largo plazo que las grandes utilities cerraron tras la crisis —a 40 y 50 euros— empiezan a parecer caros frente al spot, y eso abre un debate incómodo sobre la factura real de la seguridad de suministro.
El mercado tiene por delante un invierno para decidir si los 30 euros son un suelo o una estación de paso. La cita clave no es de política monetaria ni de resultados empresariales, sino meteorológica: si enero llega con frío sostenido y las reservas empiezan a vaciarse a ritmo rápido, el TTF recuperará la prima de riesgo que hoy ha descontado. Si el invierno se comporta como el otoño, el siguiente umbral técnico se situaría por debajo de los 25 euros, una referencia que el mercado no visita desde la primavera de 2021.
Ninguno de los dos escenarios es neutro para la política energética española. Un gas barato durante demasiados meses debilita el caso económico de la electrificación industrial y retrasa decisiones de inversión en bombas de calor o en hidrógeno verde que se justificaban con precios altos. Un gas barato durante demasiado poco, en cambio, deja a la industria sin margen para planificar. El equilibrio, como casi siempre en este mercado, lo decidirá el tiempo que haga en Centroeuropa en las próximas diez semanas.
