Por qué el gas europeo ronda los 75 €/MWh pese a que las reservas están al 65%

El gas de referencia en Europa se ha acercado a los 75 €/MWh porque el mercado está pagando un seguro frente al invierno. No implica necesariamente que falte gas hoy, pero Europa intenta reponer sus reservas mientras la disrupción en el estrecho de Ormuz amenaza la disponibilidad de gas natural licuado (GNL) del Golfo, especialmente los cargamentos vinculados a Catar. A la vez, los compradores asiáticos compiten por la oferta flexible disponible. 119

La clave: menos colchón antes del invierno

Las reservas de gas de la UE estaban en torno al 65,4% de su capacidad útil el 1 de septiembre, según un indicador basado en datos de Gas Infrastructure Europe. Es un nivel claramente inferior al habitual para estas fechas. En Alemania, uno de los mercados de almacenamiento más relevantes del continente, el nivel comunicado era del 54,0% el 5 de septiembre. 1315

Eso deja una tarea de llenado especialmente exigente. Una estimación situaba el conjunto de las reservas de la UE en el 66,3% el 4 de septiembre y calculaba que faltaban 24 puntos porcentuales para alcanzar el 90% el 1 de noviembre. 10 La Comisión Europea afirmó en agosto que no existía una preocupación inmediata por el suministro cuando los depósitos estaban al 62%. La diferencia es importante: unas existencias bajas elevan la vulnerabilidad y la sensibilidad de los precios, pero no significan por sí solas que Europa se haya quedado sin gas. 2

El problema es el calendario. Los depósitos se llenan normalmente durante los meses cálidos para poder extraer gas en invierno. Con menos inventario, Europa puede verse obligada a comprar más GNL cuando llegue el frío, precisamente cuando la demanda asiática o las condiciones meteorológicas pueden encarecer los cargamentos.

Por qué Ormuz afecta al gas europeo

El estrecho de Ormuz es una ruta decisiva para el transporte de GNL. Reuters informó de que su cierre retiró del mercado el GNL suministrado habitualmente por Catar, equivalente a alrededor del 20% del comercio mundial de GNL. 1 Los nuevos combates en torno al estrecho llevaron al contrato TTF neerlandés de octubre a un máximo intradía de 70,85 €/MWh el 31 de agosto; una serie de mercado lo situó en 72,73 €/MWh el 4 de septiembre. 19

El mecanismo para Europa es directo:

1. Menos cargamentos de GNL del Golfo —o mayor incertidumbre sobre ellos— reduce la oferta disponible en el mercado mundial.
2. Compradores asiáticos y europeos compiten por alternativas, incluidos cargamentos al contado de la cuenca atlántica.
3. Las empresas energéticas europeas pagan más para asegurar gas destinado a los depósitos y al suministro invernal.
4. El TTF sube antes de que exista una escasez física, porque refleja la posibilidad de que las reservas sean insuficientes cuando la demanda alcance su pico.

El Banco Central Europeo (BCE) también señaló que las tensiones geopolíticas, el bajo nivel de almacenamiento en Europa y la persistente demanda asiática elevaron un 16% los precios europeos del gas entre sus reuniones de política monetaria de junio y julio de 2026.

El alza de más del 130% requiere contexto

La información disponible confirma una fuerte subida en 2026, pero el resultado depende del período con el que se compare. Euronews indicó que el TTF superó los 65 €/MWh en agosto, más de un 130% por encima del nivel de comienzos de año, cuando rondaba los 29 €/MWh. 1718 Otra serie de mercado reflejó un aumento interanual del 127,5% el 4 de septiembre.

Por tanto, un precio cercano a 75 €/MWh está muy por encima de niveles recientes normales. Sin embargo, no debe equipararse al máximo extremo de la crisis de 2022. La descripción más precisa es un retorno a una fuerte prima de riesgo propia de una crisis, causada por la restricción del GNL y por una cobertura de reservas insuficiente.

Qué escenarios se abren para el invierno

Las fuentes revisadas no respaldan un consenso que sitúe los 100 €/MWh como previsión central. Es más adecuado entender ese nivel como un escenario de tensión: plausible si se prolonga la interrupción del GNL del Golfo, tarda en normalizarse el transporte marítimo, la demanda asiática sigue siendo elevada y Europa tiene que comprar grandes volúmenes durante el invierno en vez de llenar depósitos antes.

Las proyecciones de almacenamiento muestran por qué el riesgo al alza sigue siendo relevante:

• El modelo de Montel citado por Euronews prevé que las reservas de la UE se sitúen entre el 69% y el 84% el 1 de noviembre, según la disponibilidad de GNL y el ritmo de inyección. 4
• Wood Mackenzie estimó que, incluso en un escenario hipotético favorable en el que Catar recuperase toda su capacidad operativa a finales de septiembre, Europa podría llegar a solo el 75% el 1 de noviembre. Si el estrecho siguiera cerrado dos meses más, las reservas podrían quedar por debajo del 70%. 11
• Otro análisis de mercado planteó una banda base de 60 a 72 €/MWh para el TTF del mes siguiente, lo que indica que los niveles próximos o superiores a esa franja ya descuentan un panorama de oferta complicado. 7

Dos desenlaces que conviene vigilar

Desescalada y recuperación de los flujos de GNL. Una reapertura creíble de las rutas de tránsito y la recuperación de las cargas en el Golfo ampliarían la disponibilidad de GNL, facilitarían las inyecciones y reducirían la prima geopolítica incorporada en el TTF.

Interrupción prolongada. Si continúan las restricciones al GNL, la compra asiática intensa o se suman nuevos problemas de oferta, Europa entraría en invierno con un colchón menor. El mercado sería entonces mucho más sensible a olas de frío, averías y episodios de elevada demanda eléctrica.

Inflación, hogares y BCE

Los precios mayoristas más altos del gas terminan trasladándose a la electricidad, la calefacción y los costes industriales, aunque la intensidad y la rapidez del efecto difieren entre países y contratos minoristas. También encarecen la factura energética de importación de una región que depende en gran medida de combustibles importados.

El impacto inflacionista ya se ha hecho visible. El BCE afirmó que el conflicto en Oriente Medio y el cierre de Ormuz impulsaron los precios de la energía y elevaron la inflación general de la eurozona al 3,2% en mayo de 2026. Después, la inflación general descendió al 2,8% en junio, mientras que la inflación energética bajó al 8,5%, desde el 10,8% de mayo.

Esto plantea un equilibrio difícil para la política monetaria. La energía cara puede elevar la inflación general y, al mismo tiempo, debilitar el poder adquisitivo de los hogares y la actividad empresarial. El BCE mantuvo sin cambios sus tipos de interés oficiales en la reunión del 23 de julio. Una inflación energética persistente podría hacer a los responsables monetarios más prudentes a la hora de relajar la política, aunque la respuesta dependerá de si el shock es temporal o se extiende a las expectativas de inflación y a los salarios.

La dependencia del GNL se ha convertido en un riesgo estratégico

La reducción de la dependencia del gas ruso por gasoducto disminuyó una forma de vulnerabilidad de suministro, pero hizo más importante el acceso europeo al GNL negociado globalmente. El GNL ofrece flexibilidad: los cargamentos pueden redirigirse hacia las regiones dispuestas a pagar más. En una crisis, esa misma flexibilidad se convierte en un punto débil, porque Europa debe competir en un mercado mundial expuesto a cuellos de botella marítimos, problemas en plantas de licuefacción y disrupciones geopolíticas.

Por eso Ormuz importa a los consumidores europeos aunque el estrecho esté lejos. El precio de referencia responde a un cálculo sencillo: si el GNL escasea mientras las reservas son bajas, Europa tiene menos protección frente a un invierno difícil.

Por ahora, el indicador más útil no es un único objetivo de precio para el TTF, sino la combinación de las condiciones de tránsito del GNL, el ritmo de inyección en los depósitos y la competencia asiática por los cargamentos. Una mejora en esos tres factores reduciría la prima de escasez; un deterioro mantendría a Europa expuesta a nuevos repuntes. 1411