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La clave:
- Europa afronta una combinación incómoda: el suministro de GNL del Golfo Pérsico vuelve a estar prácticamente bloqueado, los precios recuperan niveles propios de una crisis y los almacenamientos europeos se encuentran muy por debajo de lo habitual. No implica necesariamente una escasez física este invierno, pero sí deja al continente con menos margen para absorber nuevas interrupciones y expuesto a varios meses de elevada volatilidad.
De 40 a más de 60 €/MWh en pocas semanas
Los futuros del gas TTF, referencia europea, han superado los 60 €/MWh tras avanzar alrededor de un 5% en la sesión del 20 de julio. El movimiento es especialmente significativo por su velocidad: a finales de junio el precio rondaba los 40–42 €/MWh.
En apenas tres semanas, por tanto, el gas europeo se ha encarecido cerca de un 45% y se aproxima al máximo de cierre registrado desde el comienzo de la guerra con Irán.
La subida no responde a un aumento repentino del consumo europeo, sino a la incorporación de una prima de riesgo cada vez mayor. El mercado paga hoy no solo por el gas disponible, sino por la posibilidad de que falte GNL durante el periodo decisivo de llenado de los almacenes.
Ormuz: un cuello de botella difícil de sustituir
El estrecho de Ormuz canalizó en 2025 algo más de 112.000 millones de metros cúbicos de GNL, alrededor del 20% del comercio mundial. Prácticamente todas las exportaciones de Qatar y buena parte de las de Emiratos Árabes Unidos deben atravesarlo.
La situación se ha deteriorado nuevamente en julio. Según datos de LSEG recogidos por Reuters:
- Ningún metanero atravesó Ormuz desde el jueves anterior al 19 de julio.
- Siete buques cataríes cargados, con unas 570.000 toneladas de GNL, permanecían detenidos.
- Cerca de 1,9 millones de toneladas de capacidad de transporte estaban inmovilizadas en el Golfo.
Las instalaciones cataríes y emiratíes continúan produciendo y cargando, por lo que parte del suministro podría liberarse rápidamente si mejoran las condiciones de navegación. Pero mientras los barcos no puedan salir, ese gas no llega al mercado.
La AIE estima que la interrupción ha retirado del mercado más de 300 millones de metros cúbicos diarios, equivalentes a más de 2.000 millones de metros cúbicos por semana. Es un volumen demasiado grande para ser reemplazado inmediatamente, incluso con mayores exportaciones estadounidenses.
El problema no es solo el flujo: también es el colchón
Los almacenes europeos comenzaron la temporada de inyección, el 1 de abril, alrededor del 28%, frente a niveles claramente superiores en los tres años anteriores. Europa salió del invierno con menos gas y necesitaba importar más GNL durante el verano para reconstruir sus reservas.
A mediados de julio se encontraban aproximadamente al 52%, unos 15 puntos porcentuales por debajo de la media de los últimos cinco años, situada cerca del 67%. La trayectoria permitiría acercarse al objetivo europeo del 80% en noviembre si las inyecciones mantienen su ritmo, pero esa condición es ahora mucho menos segura.
El mercado presenta además una paradoja: el gas inmediato se ha encarecido tanto que comprarlo ahora para almacenarlo y venderlo en invierno puede no resultar rentable. Cuanto mayor es la prima del verano, menor es el incentivo comercial para llenar los depósitos.
Responsables de Equinor ya advirtieron en mayo de que una interrupción prolongada de Ormuz, combinada con inventarios reducidos y señales de precios distorsionadas, podría situar las reservas europeas en niveles críticos.
Europa tiene terminales; lo que necesita son cargamentos
Desde 2022, Europa ha ampliado notablemente su capacidad de regasificación y dispone de más infraestructuras para recibir GNL. La vulnerabilidad se ha desplazado: el principal problema ya no es dónde descargar el gas, sino conseguir cargamentos suficientes a un precio asumible.
Para atraerlos, Europa debe competir con China, Japón, Corea del Sur e India. Si la demanda asiática se fortalece —por calor, recuperación industrial o necesidad de reponer existencias—, el TTF tendrá que mantenerse suficientemente alto para desviar buques hacia los puertos europeos.
Antes de la escalada, Kpler esperaba que Europa importase unos 145 millones de toneladas de GNL en 2026, un 19% más que en 2025, apoyada sobre todo en la nueva oferta de Estados Unidos, Canadá y Qatar. La interrupción de Ormuz amenaza precisamente una parte de ese reequilibrio.
Tres escenarios para los próximos meses
🟢 Distensión y reapertura rápida de Ormuz. La salida del GNL acumulado aliviaría el mercado y permitiría recuperar el ritmo de inyección. ICIS considera que un final repentino del conflicto podría devolver el TTF hacia 35–40 €/MWh.
🟡 Tráfico irregular durante el verano. Es el escenario central más prudente: Europa seguiría recibiendo GNL estadounidense y parte del catarí, pero tendría que pagar una prima para competir con Asia. Los almacenes podrían alcanzar alrededor del 70–80%, aunque con menor protección de la habitual.
🔴 Bloqueo prolongado y competencia asiática elevada. Europa entraría en otoño con inventarios insuficientes y dependería mucho más del clima, del suministro noruego y de la reducción de la demanda industrial. ICIS situaba el TTF en la zona de 55–60 €/MWh bajo un bloqueo prolongado; el mercado ya ha alcanzado ese intervalo, lo que indica que está descontando una tensión considerable. Un deterioro adicional podría volver a situar los 90 €/MWh en el mapa de riesgos. ICIS
¿Qué será clave?
Europa no se encuentra ante una repetición automática de 2022. Dispone de más terminales, menor demanda estructural de gas y una oferta creciente procedente de Estados Unidos. Pero llega a esta crisis con un colchón sensiblemente menor y en el momento del año en que debería estar reconstruyéndolo.
El verdadero indicador de tensión no será únicamente que el TTF supere los 60 €/MWh. Será comprobar si, incluso pagando ese precio, Europa consigue atraer suficiente GNL y elevar de forma sostenida sus reservas. Si a finales de septiembre los almacenamientos continúan claramente por debajo del 70–75%, un invierno frío dejaría de ser una simple variable meteorológica para convertirse en un riesgo económico relevante.
Fuentes: Agencia Internacional de la Energía, ACER, Gas Infrastructure Europe, Reuters/LSEG, Kpler e ICIS.
Foto: pedro-farto-JU3wm8Wh7YA-unsplash
