EN 30 SEGUNDOS
- ¿Qué ha pasado? El contrato TTF neerlandés, referencia del gas en Europa, ha superado los 100 euros por megavatio hora (100,37 a las 16:00 CET), un nivel que no se veía desde diciembre de 2022, con una subida superior al 4% en la jornada.
- ¿Quién está detrás? El comisario de Energía, Dan Jørgensen, ha hablado de ‘otra crisis energética’. El detonante es la interrupción de cargamentos de GNL catarí por la guerra en Irán, con los almacenes europeos al 75%.
- ¿Qué impacto tiene? La factura energética de hogares e industria española vuelve a tensarse a las puertas del invierno, con la reunión de ministros de Energía del jueves 29 y el acuerdo de GNL con Canadá como próximas citas.
El TTF neerlandés supera los 100 euros por megavatio hora, nivel no visto desde 2022, y Bruselas alerta de un invierno duro.
El contrato de referencia del gas natural en Europa, el TTF neerlandés con entrega el mes próximo, cotizaba a 100,37 euros por megavatio hora a las 16:00 CET de este miércoles, con un alza superior al 4% en la sesión. Es la primera vez que el índice cruza los tres dígitos desde diciembre de 2022, en plena resaca de la invasión rusa de Ucrania. Para medir el salto: a finales de febrero, antes de que estallara la guerra en Irán, ese mismo contrato se movía en torno a los 32 euros. El récord histórico sigue en unos 340 euros, marcados en agosto de 2022.
Horas antes, el comisario de Energía, Dan Jørgensen, había puesto nombre a lo que los operadores ya veían en pantalla. ‘Una vez más, debido a la turbulencia geopolítica, Europa se enfrenta a otra crisis energética’, dijo a los periodistas en Bruselas tras reunirse con los refinadores de petróleo europeos. Sabemos que este invierno será difícil para los ciudadanos europeos y para nuestra economía en general’, añadió, antes de reconocer que las facturas energéticas ‘se están disparando.
El aviso no se limita al gas. La Comisión Europea prevé que el mercado mundial de diésel siga muy ajustado bien entrado 2027, lo que mantendría los precios de la energía en niveles altos, y prepara medidas para impulsar la producción en las refinerías comunitarias: aproximadamente una cuarta parte de ellas ha cerrado en las dos últimas décadas. Menos capacidad de refino en Europa significa más dependencia de las importaciones de gasóleo y más exposición a cualquier golpe en la cadena marítima.
El problema de fondo está en los depósitos. Las reservas de gas de la UE se situaban en el 75% el pasado 21 de octubre, según los datos de la Agencia de Cooperación de los Reguladores de la Energía (ACER), lejos del objetivo del 90% fijado para el 1 de noviembre, un umbral que los Estados han podido aplicar con flexibilidad. Al cierre del invierno pasado, los almacenes estaban al 28%, frente a una media cercana al 40% en los últimos nueve años. La reposición ha sido lenta y, sobre todo, cara.
ACER calcula que el corte de suministros ha encarecido la factura europea de importación de gas entre 18.000 y 33.000 millones de euros. Prácticamente ningún cargamento de GNL catarí llegó a la UE durante el verano, y el bloque depende ya de Estados Unidos para cerca del 30% de su gas. La agencia avisa de que Europa competirá con Asia por los cargamentos disponibles durante el invierno. El contrapeso: la demanda comunitaria es un 20% inferior a la de antes de la crisis de 2022, de modo que cada metro cúbico almacenado rinde más.
Un invierno no se pierde por el precio del gas, sino por descubrir en noviembre que el depósito que debía estar al 90% se quedó en el 75%.
Los almacenes al 75% y la factura española: dónde aprieta de verdad
España llega a este invierno con una posición distinta a la del resto. Su red de regasificación es la mayor de la Unión y le permite recibir GNL de cualquier origen, desde Estados Unidos hasta Nigeria, pero el precio que paga lo fija el mercado europeo. El Mibgas ha cotizado tradicionalmente por debajo del TTF; ese diferencial se estrecha cuando el cuello de botella está en el suministro global y no en la capacidad de descarga.
El traslado a la factura es directo por dos vías. La primera, el consumo doméstico e industrial: cerámica, vidrio, química, cemento y alimentación son sectores con contratos indexados al mercado mayorista. La segunda, la eléctrica, donde el gas sigue marcando el precio marginal en la mayoría de las horas, de modo que un TTF a 100 euros se traslada al pool y de ahí a los hogares. Ya ocurrió en 2022: la excepción ibérica, autorizada por Bruselas como medida temporal, topó el precio del gas para generación y rebajó la factura mientras estuvo vigente.
La posición española en Bruselas se ha construido sobre dos ejes: compras conjuntas de gas para ganar poder de negociación y revisión del diseño del mercado eléctrico. El primero avanza despacio, porque la plataforma común apenas ha agrupado volúmenes. El segundo choca con los países que consideran que intervenir el mercado distorsiona la señal de precio e impide la inversión en renovables.
Las próximas fechas son esta misma semana. Los ministros de Energía de los Veintisiete se reúnen el jueves 29 en Bruselas, y ese mismo jueves y el viernes se celebra en Montreal la cumbre con Canadá, donde el borrador de declaración incluye un acuerdo de suministro de GNL a largo plazo. Traducido: Bruselas busca contratos de décadas para sustituir la volatilidad del mercado spot por una cierta estabilidad de precio, aunque sea a costa de comprometer demanda futura.
El Eje del Poder Europeo
Analizamos la geometría de bloques que este repunte vuelve a dibujar. Alemania afronta el invierno con su química y su acero en modo de alerta y presiona para que la UE negocie en bloque; Francia, con un parque nuclear que la protege en electricidad, se muestra más tranquila con el gas pero exige disciplina fiscal a los demás; los frugales del norte (Países Bajos, Dinamarca, Suecia, Austria y Finlandia) rechazan cualquier instrumento permanente de intervención o de deuda común energética. Enfrente, el sur (España, Italia, Portugal y Grecia) reclama mecanismos de emergencia y fondos para amortiguar la factura. El grupo de Visegrado, con Polonia y Hungría a la cabeza, mira el precio minorista y el calendario electoral interno.
El precedente de 2022 es obligado y, a la vez, engañoso. Entonces el choque llegó por gasoducto, desde Rusia, y la respuesta fue REPowerEU, un plan de compras conjuntas y un objetivo de recorte de demanda del 15%. Ahora el golpe llega por mar, vía GNL, y con un competidor asiático dispuesto a pagar más por el mismo barco. No hay un tubo que sustituir: hay una subasta global que ganar, y Europa entra con menos gas guardado que hace cuatro años.
Para España, la lectura a cinco años es doble. La red de regasificación y el corredor de hidrógeno con Francia son activos estratégicos que Bruselas financiará si acepta que la seguridad de suministro se paga. El riesgo es el otro: una industria electrointensiva que compite con plantas estadounidenses abastecidas con gas más barato y que, si el invierno se alarga, volverá a parar líneas antes que asumir el coste.
La contradicción de fondo sigue intacta. La Comisión fija objetivos de almacenamiento, pero no tiene instrumentos de compra con poder de mercado; negocia con Canadá mientras los Estados firman contratos bilaterales; y avisa de la crisis al mismo tiempo que relaja el umbral del 90%. El hito que vigilar no es el récord de 2022, sino el nivel de llenado que ACER publique el 1 de noviembre. Si llega al 75% con el invierno encima, el margen de error europeo será de semanas, no de meses.
