Los precios del gas en Europa habían retrocedido tras el repunte de marzo que los llevó a 60 €/MWh. Pero a principios de agosto, el Estrecho de Ormuz sigue sin estar completamente abierto y no hay señales de una solución al conflicto entre EE. UU. e Irán en el corto plazo. En julio, los precios volvieron a repuntar: los precios de entrega en toda Europa aumentaron un 42% desde el 1 de julio.

Europa entra en la segunda mitad del verano con problemas de suministro persistentes y quemando alrededor de un 20% más de gas para generación eléctrica que hace un año, en medio de olas de calor continuas. Los niveles de llenado de almacenamiento están en un 59%, el nivel más bajo para esta época del año en más de 15 años. Con un objetivo efectivo de llenado del 80% antes del invierno y una limitada disposición de los gobiernos a intervenir, la segunda mitad del verano seguirá siendo ajustada. Para las baterías y los activos renovables, los precios altos del gas suelen aumentar los ingresos. Pero el momento es clave: ¿los precios se disparan en verano o en invierno?

Puntos clave

• El mercado del gas está ajustado: los precios del gas volvieron a repuntar hasta 60 €/MWh en julio, debido a la expectativa de una resolución más lenta de la guerra entre EE. UU. e Irán que mantiene cerrado el Estrecho de Ormuz. Las interrupciones en el yacimiento noruego Ormen Lange elevaron los precios un 10% adicional el 10 de agosto.
• Este riesgo ahora tiene un componente temporal: llenar los almacenamientos antes del invierno podría hacer que la segunda mitad del verano sea muy ajustada. Bajar el objetivo de llenado y dejar menos gas almacenado deja al invierno vulnerable a interrupciones y picos de precios.
• El almacenamiento de la UE estaba al 59% el 8 de agosto, el nivel más bajo para esa fecha en más de 15 años e incluso ligeramente por debajo de 2021 (60%), el año en que Gazprom dejó vacíos sus sitios en Alemania.
• La escasez de gas es física: la crisis de Ormuz ha provocado que haya 36 TWh (17%) menos de gas disponible físicamente para inyectar. El envío de GNL este verano cayó 68 TWh (25%) interanual, mientras que la demanda aumentó 6 TWh (1,6%) por un mayor consumo de gas en el sector eléctrico debido a las olas de calor.

Los precios del gas en Europa han subido un 42% durante julio, lo que indica lo ajustado que está el mercado para reaccionar ante nuevos shocks

Los precios del gas en Europa habían bajado a 40 €/MWh después del repunte de marzo, impulsados por las noticias sobre la posible reapertura del Estrecho de Ormuz. Pero en julio, los precios volvieron a aumentar un 42% en un mes: los nuevos enfrentamientos en Irán, junto con declaraciones cada vez más hostiles de ambas partes y sin señales de que el Estrecho se abra pronto, han hecho que los precios del gas superen de nuevo los 60 €/MWh.

Un movimiento brusco el 10 de agosto ilustra lo ajustado que está el mercado: una avería en el campo Ormen Lange de Noruega, de unos 100 GWh/día, se extendió hasta el 1 de febrero y los precios subieron casi un 10%, hasta 60,80 €/MWh. En otros años, una avería así apenas habría tenido impacto. Pero esto significa que Europa tendrá que encontrar otros 11 cargamentos de GNL hasta febrero. En el mercado actual, asegurar cargamentos adicionales requiere ofrecer precios más altos que los compradores asiáticos para atraer los buques en una posible competencia directa.

La curva de futuros del gas muestra alivio en 2027, con el corto plazo como el punto más alto de la curva

El mercado no cree que la situación ajustada vaya a durar para siempre, pero las interrupciones de suministro afectarán a Europa al menos hasta el final del próximo invierno. La curva de futuros sigue bajando para los próximos cuatro años, a pesar del repunte en el corto plazo. Ya se está construyendo una ola de nueva capacidad de licuefacción en EE. UU., superando cualquier preocupación persistente sobre Ormuz. El contrato anual para 2028 se negocia cerca de 30 €/MWh, aproximadamente la mitad del precio actual.