El gas europeo se dispara un 22% por la guerra con Irán

Los movimientos de este lunes son, sobre todo, un aviso estadístico. Los futuros de referencia del TTF para abril han saltado desde la zona de 31–32 €/MWh al entorno de los 39–40 €/MWh en cuestión de horas, un repunte superior al 20% que devuelve el precio a máximos de casi un año.
El contrato británico NBP ha registrado un comportamiento similar, con avances por encima del 23% hasta los 96 peniques/therm, reflejando un shock de riesgo más que un problema inmediato de suministro físico.

En términos absolutos, estos niveles están muy lejos del pico de más de 300 €/MWh alcanzado en agosto de 2022, cuando Europa competía desesperadamente por cada molécula de gas tras el cierre progresivo de Nord Stream.
Sin embargo, la magnitud del salto diario importa: es uno de los mayores en más de dos años y se produce, además, después de varias semanas de escalada silenciosa ligada al frío tardío y al rápido vaciado de los almacenamientos.

Mientras tanto, en Estados Unidos el gas se mantiene alrededor de los 2,8–3,0 dólares/MMBtu, con movimientos mucho más contenidos gracias a un mercado doméstico abundante y a infraestructuras de almacenamiento más amplias.
La consecuencia es inequívoca: Europa paga una prima de riesgo geopolítico que no existe al otro lado del Atlántico, y cada sobresalto en Oriente Próximo se traduce en volatilidad añadida sobre una base de precios ya estructuralmente más alta que antes de la guerra de Ucrania.

Un estrecho que decide el precio del gas

La reacción de los mercados no se entiende sin mirar al mapa. El estrecho de Ormuz, una franja de agua de apenas unas decenas de kilómetros entre Irán y Omán, concentra alrededor del 20% del gas natural licuado (GNL) que se mueve por barco en el mundo y cerca del 25% del petróleo que se transporta por mar.
Qatar, segundo suministrador de GNL de Europa, depende por completo de ese corredor para sacar sus cargamentos.

En los últimos días, los ataques de Estados Unidos e Israel sobre más de 2.000 objetivos en Irán y la respuesta iraní con drones y misiles sobre bases estadounidenses y ciudades israelíes han reavivado el peor escenario: un bloqueo total o parcial del estrecho.
A ello se suma el ataque a buques como el carguero Skylight, que obligó a evacuar a sus veinte tripulantes y ha llevado a varias navieras a empezar a evitar la zona por prudencia.

“El mercado vive en modo titulares: cada misil sobre Irán se traduce en un pico de volatilidad en el TTF”, resume un operador europeo. No hace falta una clausura formal: basta con retrasos, primas de seguro crecientes y barcos fondeados a la espera de órdenes para que la curva de precios incorpore un “war premium” de dos dígitos.

Lo más relevante es que, a diferencia de otros cuellos de botella, todo el GNL que sale del Golfo Pérsico tiene que atravesar Ormuz. No hay oleoductos equivalentes que permitan rodear la zona, a diferencia del crudo, donde existen infraestructuras alternativas limitadas en Arabia Saudí y Emiratos.
Por eso, aunque el conflicto tiene un impacto directo sobre el petróleo –Brent y WTI han subido alrededor de un 9–10% en cuestión de días–, el mercado del gas es, paradójicamente, el que más nervioso está.

Una Europa sin red de seguridad

Tras dos inviernos sin el gas ruso como columna vertebral de su sistema energético, Europa se ha reconfigurado a toda velocidad. El resultado es una arquitectura más diversificada, pero también más expuesta a los vaivenes globales. El peso del GNL en el suministro de la UE ha pasado de alrededor del 23% en 2020 a en torno al 40% en 2024, según los reguladores europeos.

Ese giro se ha financiado a un alto precio: entre 2022 y mediados de 2025, los países europeos gastaron aproximadamente 258.000 millones de euros en importaciones de GNL, con más de 117.000 millones destinados a cargamentos procedentes de Estados Unidos y 37.500 millones a gas licuado ruso.
Es decir, Europa ha sustituido la dependencia de Gazprom por otra, distinta pero igual de compleja, de una cadena de suministros marítima globalizada y vulnerable.

“Hemos cambiado un riesgo geopolítico por otro, más lejos pero no menos real”, admiten en privado fuentes comunitarias. La mayor parte de los contratos de GNL son flexibles y pueden redirigir barcos hacia Asia si los precios allí resultan más atractivos. Al mismo tiempo, la transición energética y la caída estructural de la demanda de gas complican la firma de contratos de muy largo plazo.

El diagnóstico es incómodo: un mercado más corto de gas ruso, más dependiente de GNL y con una demanda en descenso, pero todavía demasiado alta como para prescindir del gas en la generación eléctrica o en la industria pesada. En ese contexto, cualquier chispa geopolítica –desde una huelga en Australia hasta misiles sobre Teherán– se traduce en saltos bruscos en el TTF.

Almacenes al 30% y un invierno que no termina

El otro gran factor que explica la reacción de hoy está bajo tierra. Según los datos agregados de Gas Infrastructure Europe, los almacenamientos subterráneos de la UE se sitúan en torno al 30,2% de su capacidad, unos 345 TWh, frente al 43,5% de hace un año y un promedio cercano al 39% en los últimos cinco inviernos para estas fechas.
En términos físicos, eso equivale a unos 150 TWh menos de colchón que el año pasado, el equivalente a más de un centenar de grandes cargamentos de GNL.

El contraste con los titulares políticos es evidente. La UE presume –con razón– de haber alcanzado cada otoño el objetivo del 90% de llenado fijado en la llamada Gas Storage Regulation, norma que se ha prorrogado hasta 2027.
Pero el punto de partida del invierno 2025–2026 fue sensiblemente más bajo, y el frío prolongado en el norte de Europa ha acelerado los retiros.

Alemania ilustra el problema: sus almacenes cayeron a finales de febrero por debajo del 24%, el nivel más bajo para estas fechas desde 2018.
El resultado es que cada euro adicional en el TTF se siente más. Con menos gas guardado, la capacidad de “esperar a que pase la tormenta” disminuye y aumenta la presión para asegurarse suministros de última hora, normalmente a precios más altos.

Lo más grave es que esta fragilidad llega después de que la propia Comisión Europea recomendara en 2025 cierta relajación en la obligación de llenado, confiando en la abundancia de GNL y en una demanda más contenida.
La consecuencia es clara: Europa ha entrado en esta crisis con menos margen de maniobra del que podría haber tenido.

España, escudo parcial pero no inmune

Desde Madrid, la fotografía es algo menos dramática, pero dista de ser cómoda. España concentra aproximadamente una cuarta parte de la capacidad de regasificación de GNL de Europa y dispone de seis grandes terminales capaces de traer barcos desde prácticamente cualquier origen.
En los últimos años se ha consolidado como primer reexportador mundial de GNL, enviando gas hacia Francia e Italia a través de los Pirineos y del corredor mediterráneo.

Además, el sistema gasista español se apoya en cuatro almacenamientos subterráneos y en reservas estratégicas que cubren, como mínimo, 20 días de consumo, según el propio diseño de seguridad de suministro.
Todo ello convierte a España en un semi-escudo para la Península Ibérica y parte del sur de Europa frente a interrupciones físicas de gas.

Sin embargo, el escudo es solo parcial. Aunque el suministro esté asegurado, el precio marginal de la electricidad y del gas en la Península sigue referenciado al TTF a través de MIBGAS, como ocurre en el resto de hubs europeos.
Si el gas en Holanda se instala en 40–50 €/MWh durante varias semanas, el impacto acabará reflejándose en las facturas de luz y en los costes energéticos de la industria española, aunque exista gas en los tanques de Sagunto o Cartagena.

España entra en esta nueva fase del conflicto como hub imprescindible para el resto de la UE, pero también como país que ya ha sufrido una fuerte destrucción de demanda industrial desde 2022. La combinación de precios altos recurrentes y episodios de volatilidad extrema amenaza con consolidar esa pérdida de actividad.

Inflación, industria y deuda: el efecto dominó

El repunte del gas no es solo un problema para traders y eléctricas. La experiencia de 2022 demostró que una escalada sostenida del TTF termina filtrándose a la inflación general a través de tres canales: la factura de la luz, los costes de producción industrial y los combustibles, en la medida en que el petróleo también encarece.

Si el gas europeo se mantiene, por ejemplo, en torno a 45–50 €/MWh frente a una base reciente de 30 €/MWh, el encarecimiento ronda el 50–65%. Para una industria donde el gas representa el 30–40% de la estructura de costes –caso de la cerámica, el vidrio o parte de la química–, eso puede traducirse en aumentos de costes finales de entre 8 y 12 puntos porcentuales. En sectores que operan con márgenes ya erosionados por la anterior crisis energética, la línea que separa la continuidad de la deslocalización es muy fina.

En el frente de los precios al consumidor, los gobiernos han blindado parcialmente al hogar medio con tarifas reguladas, rebajas fiscales temporales y programas de ayudas directas. Pero estas medidas tienen un coste fiscal y tienden a diluirse con el tiempo. Un nuevo shock de gas complica los planes de bajar tipos de interés en la eurozona y puede elevar el coste de financiación de unos Estados ya altamente endeudados.

El contraste con Estados Unidos resulta demoledor: allí, la combinación de abundante producción doméstica y menores vínculos con los cuellos de botella del Golfo Pérsico limita el impacto del conflicto sobre los precios internos de la energía. Mientras Europa discute cómo repartir la factura de un nuevo invierno caro, Washington contempla el episodio como una perturbación manejable sobre un mercado gasista mucho más profundo y líquido.