El gas europeo se dispara un 30% tras el apagón de Catar

El movimiento de esta mañana devuelve al TTF a niveles que no se veían desde hace unos diez meses. Aunque el precio intradía ha llegado a rozar los 60 €/MWh, sigue muy lejos de los más de 300 €/MWh que se alcanzaron en el pico de la crisis energética de 2022. Sin embargo, el mensaje para los mercados es inequívoco: la volatilidad está de vuelta.

Los contratos de abril en el hub holandés, referencia para toda la UE, suben un 27,5% en la sesión, mientras que el gas británico para el mismo mes escala más de 33%. Son movimientos propios de un activo de riesgo extremo, no de una materia prima que funciona como columna vertebral de la industria y la calefacción europeas.

Analistas consultados por bancos de inversión describen el movimiento como “el mayor shock de gas desde 2022”. “El mercado había descontado que el peor momento había pasado; este episodio demuestra que la seguridad energética de Europa sigue descansando sobre arenas movedizas”, resume un estratega de energía.

La reacción no se ha limitado al gas: el petróleo Brent ha llegado a subir cerca de un 10% y los índices bursátiles europeos han caído entre un 1,5% y un 2,5%, mientras valores defensivos como defensa y petróleo repuntaban con fuerza.

Qatar se apaga: el agujero del 20% del GNL mundial

Lo que diferencia este episodio de otros sustos recientes es el epicentro: Catar, responsable de alrededor del 20% del suministro mundial de GNL, ha tenido que detener temporalmente su producción en Ras Laffan y Mesaieed tras una oleada de ataques. A ello se suma el bloqueo práctico del estrecho de Ormuz, por donde transitó en 2024 cerca de una quinta parte del comercio mundial de GNL.

En términos de volumen, algunos análisis estiman que podrían perderse hasta 120 bcm (miles de millones de metros cúbicos) de gas si la interrupción se prolonga, frente a los 80 bcm que dejó de enviar Rusia a Europa durante la crisis de 2022. Es una magnitud capaz de reconfigurar por completo el mapa mundial del gas.

Europa, en principio, no es el cliente principal de Catar: el emirato ha orientado tradicionalmente su GNL hacia Asia. Sin embargo, el mercado es único. Cuando desaparece un suministrador tan grande, Asia y Europa compiten por los mismos cargamentos flexibles, especialmente los procedentes de Estados Unidos. El resultado es una subasta al alza en la que gana quien esté dispuesto a pagar más, y hoy Europa ha tenido que subir varias marchas de golpe para no quedarse fuera.

Un mercado europeo más frágil de lo que parece

Sobre el papel, la UE llega a este episodio mejor preparada que en 2022. Ha reducido su dependencia del gas ruso, ha multiplicado la capacidad de regasificación y ha aprobado instrumentos de compra conjunta. Pero bajo la superficie, el diagnóstico es menos tranquilizador.

Los datos de almacenamiento muestran que los depósitos europeos estaban al 30,2% de su capacidad (345 TWh) el 25 de febrero, frente al 39,1% un año antes y al 43,5% de hace apenas un mes. Europa empezó 2026 con niveles de gas claramente más bajos que en el invierno anterior, un hecho que ya había llevado a diversos analistas a advertir de una “posición de partida más débil”.

La red europea, según los modelos de ENTSOG, podía terminar el invierno con algo más del 30% de almacenamiento siempre que el suministro de GNL fuera suficiente. Esa condición acaba de saltar por los aires. El shock catarí llega, además, tras un invierno más frío de lo previsto en varias regiones y con episodios de baja generación renovable, factores que han empujado al alza el consumo.

Lo más grave es que la UE afronta ahora la temporada de inyección —la primavera y el verano en los que se rellenan los almacenes— en un entorno de precios elevados y fuerte competencia internacional por el GNL. Si el llenado se retrasa, la campaña 2026-2027 podría comenzar con un colchón mucho más fino.

Impacto directo en España: hogares, industria y factura eléctrica

España se encuentra en una posición algo distinta al resto de la UE. La fuerte capacidad de regasificación, la menor dependencia de gasoductos y la diversificación de proveedores (Argelia, Estados Unidos, Nigeria, entre otros) reducen el riesgo físico de corte. Pero no aíslan al país del impacto de unos precios internacionales disparados.

El hub ibérico Mibgas tiende a seguir, con cierto decalaje, los movimientos del TTF. Un salto del orden del 30% en la referencia europea puede traducirse en subidas de doble dígito en el precio del gas que alimenta a los ciclos combinados españoles en las próximas sesiones. La consecuencia es directa sobre la factura eléctrica: el gas sigue marcando el precio marginal en muchas horas y cualquier repunte se traslada, casi al céntimo, al mercado mayorista.

Sectores gasintensivos como la cerámica, el vidrio, la siderurgia o los fertilizantes todavía no se han recuperado del todo del golpe de 2022. “Otra temporada de precios altos puede acelerar deslocalizaciones y cierres permanentes de capacidad en regiones como Castellón o Asturias”, advierte un directivo industrial. La deindustrialización silenciosa es ya uno de los costes más tangibles de la nueva era energética europea.

Para los hogares, el impacto será gradual, pero real: revisiones al alza de las tarifas indexadas, tensión adicional en la inflación energética y un horizonte de mayor volatilidad para el próximo invierno.

La nueva batalla por el GNL estadounidense

Si Catar se apaga, todas las miradas se dirigen a Estados Unidos. Washington se ha convertido en el principal proveedor de GNL a Europa, con alrededor de un 14% de las importaciones europeas de gas licuado en 2022-2023 y un peso todavía mayor en términos de gasto: 117.400 millones de euros desembolsados por los países de la UE en GNL estadounidense entre 2022 y mediados de 2025.

La crisis catarí ha disparado las cotizaciones del GNL en los hubs europeos —por encima del 40-50% en algunos índices— y con ellas las expectativas de beneficio de exportadores como Cheniere o Venture Global, cuyas acciones han repuntado con fuerza. Para Europa, esta “tabla de salvación” tiene un reverso incómodo: una dependencia creciente de cargamentos caros, denominados en dólares y sujetos a la política energética estadounidense.

Además, la capacidad disponible de licuefacción y transporte está casi al límite. No hay un gran productor que pueda sustituir de la noche a la mañana el vacío que deja Catar. El resultado, de nuevo, es una subasta global por un volumen marginal de cargamentos flexibles. Este hecho revela un problema estructural: el sistema gasista mundial opera sin prácticamente reservas estratégicas ni capacidad ociosa significativa.

Lecciones de 2022: qué ha cambiado y qué no

Desde la invasión rusa de Ucrania, Europa ha logrado reducir su demanda de gas de forma notable. Solo en 2022, el consumo de la UE cayó un 13% (55 bcm), el mayor desplome de su historia, impulsado por medidas de ahorro, sustitución por renovables y cierre de actividad industrial. Entre 2021 y 2024, la caída acumulada ronda ya el 20%, según estimaciones recientes.

Ese ajuste ha reducido la presión sobre los almacenes y ha permitido atravesar los dos últimos inviernos sin racionamientos. Pero también ha tenido un coste: buena parte del recorte procede de la industria, donde el consumo de gas sigue claramente por debajo de los niveles prepandemia, a pesar de que los precios habían bajado con fuerza en 2023.

Lo que no ha cambiado es la naturaleza del riesgo. Europa ha sustituido una dependencia excesiva de los gasoductos rusos por una dependencia intensa de unas pocas rutas marítimas y unos pocos grandes exportadores de GNL. El estrecho de Ormuz juega hoy un papel similar al que jugaban los gasoductos de Siberia en 2021: un cuello de botella cuyo cierre parcial basta para desencadenar un shock de precios global.

La lección de 2022 fue clara, pero su aplicación es incompleta: sin una reducción estructural de la demanda y un despliegue masivo de renovables y almacenamiento eléctrico, el gas seguirá siendo el “precio sombra” de casi toda la energía en Europa.