Por qué el gas europeo podría superar los 100 €/MWh este invierno

La advertencia de Goldman Sachs describe un escenario condicionado por una oferta ajustada, no una predicción de que el gas europeo vaya a alcanzar inevitablemente los 100 €/MWh. Si las exportaciones de GNL del Golfo Pérsico solo se recuperan gradualmente, Europa podría tener que pagar más de 100 €/MWh por el gas TTF neerlandés con entrega en diciembre de 2026 para atraer cargamentos que, de otro modo, se dirigirían a Asia y reconstruir sus reservas antes del invierno. 1718

Europa compite por un GNL cada vez más flexible

Europa utiliza el gas natural licuado (GNL) transportado por barco para equilibrar su sistema energético. Cuando se interrumpen los suministros procedentes del Golfo Pérsico, hay menos cargamentos disponibles precisamente cuando el continente necesita acelerar el llenado de sus instalaciones de almacenamiento.

La competencia clave llega de Asia. Si la demanda asiática al contado se mantiene firme y las exportaciones de Oriente Medio siguen limitadas, los precios europeos tendrán que subir lo suficiente para redirigir hacia Europa los cargamentos de GNL que pueden cambiar de destino. Por eso, el argumento de Goldman no es simplemente que el gas tenga un valor “justo” por encima de 65 €/MWh: el problema es si ese nivel ofrece un incentivo suficiente para que los proveedores modifiquen el destino de sus cargamentos. 18

Por qué 65 €/MWh podrían no ser suficientes

Los futuros del gas neerlandés TTF para el mes siguiente superaron recientemente los 65 €/MWh y alcanzaron un máximo de cinco meses. Sin embargo, Goldman Sachs señaló que la subida podría seguir siendo insuficiente para garantizar el GNL necesario si las interrupciones en Oriente Medio se prolongan hasta el próximo año.

Al ritmo actual, el banco calcula que el almacenamiento del noroeste de Europa llegaría a finales de agosto con una ocupación de solo el 51%, es decir, 3,4 puntos porcentuales por debajo de su escenario base. 18

Ese déficit es importante porque las reservas funcionan como el colchón del continente frente a temperaturas bajas, picos de demanda y nuevas interrupciones del suministro. Si las inyecciones continúan avanzando demasiado despacio durante el resto de la temporada de recarga, el mercado podría necesitar precios invernales mucho más elevados para atraer compras adicionales de GNL y proteger las existencias.

El estrecho de Ormuz, la principal variable de riesgo

La perspectiva depende en gran medida de la rapidez con la que se normalicen los flujos de GNL a través del estrecho de Ormuz. Una recuperación rápida aumentaría la oferta disponible y reduciría la prima que Europa necesita pagar. Una recuperación lenta mantendría elevados los precios asiáticos del GNL y agravaría la competencia por los cargamentos.

El escenario más severo de Goldman supone que las exportaciones energéticas de Oriente Medio solo se normalizarán gradualmente a lo largo de 2027. En esas condiciones, el TTF para diciembre de 2026 podría superar los 100 €/MWh. En un escenario más favorable, con una recuperación más rápida de los flujos por Ormuz, los precios invernales serían sustancialmente menores. 17

Por tanto, los 100 €/MWh son un umbral de tensión vinculado a los incentivos de suministro, no la previsión base incondicional de Goldman Sachs.

Un nivel de almacenamiento que deja poco margen

A mediados de agosto de 2026, el almacenamiento de gas de la Unión Europea se situaba en torno al 62% de su capacidad, frente al 74% registrado en el mismo momento del año anterior. Datos independientes citados por UBS situaban las reservas por debajo de la media de los últimos cinco años, del 79%, y también mostraban que las inyecciones netas avanzaban por debajo del ritmo habitual de la temporada. 36

Las cifras no coinciden exactamente porque corresponden a fechas y conjuntos de datos distintos: Enerdata informó de un nivel del 61% el 19 de agosto, mientras que la Comisión Europea citó aproximadamente un 62% el 20 de agosto. 34 La tendencia, sin embargo, es la misma: Europa afronta la recta final de la temporada de llenado con inventarios inferiores a los niveles históricos recientes y con unos precios elevados que desincentivan algunas compras destinadas al almacenamiento. 36

Partir de un colchón más reducido no significa automáticamente que Europa vaya a quedarse sin gas. Sí implica que el mercado será más sensible a cualquier combinación de recuperación tardía del GNL, mayor demanda asiática o consumo invernal inesperadamente alto.

La Comisión Europea ofrece una lectura menos alarmista

La Comisión Europea afirmó que no existe una preocupación inmediata por el suministro de gas en la UE, pese a que el almacenamiento se encuentra cerca del 62% de su capacidad. Su evaluación se centra en la seguridad inmediata del suministro y en la disponibilidad de fuentes diversificadas de cara al próximo invierno. 23

Goldman Sachs analiza un riesgo distinto: el precio que Europa podría tener que pagar para asegurar el GNL marginal y llegar al invierno con un colchón suficientemente amplio. Ambas posiciones pueden coexistir. El sistema europeo puede no estar ante una escasez física inmediata y, aun así, los hogares, las empresas y los mercados eléctricos pueden seguir expuestos a precios altos y volátiles si se estrecha el margen de oferta.

El mercado ya refleja una preocupación más amplia por el coste de la energía durante el invierno. Los contratos europeos de electricidad para el invierno han cotizado con una prima superior al 20% frente a la referencia del año siguiente, en un contexto marcado, entre otros factores, por unas reservas de gas reducidas y menores reservas hidroeléctricas.

Qué podría aliviar —o empeorar— el escenario

El alivio más importante sería una recuperación más rápida de las exportaciones de GNL del Golfo Pérsico. Una menor demanda asiática al contado y una mayor disponibilidad de GNL en la cuenca atlántica también reducirían el precio necesario para atraer cargamentos hacia Europa. Goldman considera difícil, pero posible, alcanzar un nivel de almacenamiento del 67% en el noroeste europeo a finales de octubre si se recuperan las exportaciones cataríes, la demanda asiática se mantiene contenida y una mayor cantidad de GNL permanece en la cuenca atlántica. 17

El riesgo bajista para el suministro es el contrario: un conflicto regional prolongado o la continuidad de las interrupciones marítimas dejarían a Europa con menos cargamentos accesibles y menos tiempo para recomponer sus reservas. En ese contexto, el mercado podría necesitar un fuerte repunte de los precios, no necesariamente porque el gas se haya agotado, sino porque los precios elevados son el mecanismo que permite racionar la demanda y atraer oferta que compite en otros mercados.

En resumen

Goldman Sachs está alertando sobre el escaso margen de error de Europa, no anunciando una crisis gasista inevitable. Con el almacenamiento de la UE en torno al 62% a mediados de agosto y las reservas del noroeste europeo por debajo del escenario base del banco, unos precios superiores a 65 €/MWh podrían seguir siendo insuficientes si Europa tiene que competir con Asia por un GNL escaso. 3618

Si las interrupciones relacionadas con Ormuz desaparecen rápidamente, el escenario de 100 €/MWh podría no materializarse. Si la recuperación de las exportaciones es lenta, en cambio, el TTF para diciembre de 2026 podría superar ese nivel para atraer suficiente GNL hacia Europa y reconstruir un colchón de reservas más seguro antes del invierno. 1718