Los precios del gas en Europa habían retrocedido tras el repunte de marzo que los llevó a 60 €/MWh. Pero a comienzos 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 a corto plazo. En julio, los precios volvieron a repuntar: los precios entregados en toda Europa aumentaron un 42% desde el 1 de julio.

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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. El nivel de llenado de los almacenes es del 59%, el más bajo para esta época del año en más de 15 años. Con un objetivo efectivo de llenado del 80% antes del invierno y poca disposición de los gobiernos a intervenir, la segunda mitad del verano seguirá siendo ajustada. Para las baterías y 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 han vuelto a subir hasta 60 €/MWh en julio, impulsados por la expectativa de que el conflicto EE. UU.-Irán y el cierre del Estrecho de Ormuz tarden en resolverse. Las interrupciones en Noruega, en el campo Ormen Lange, hicieron que los precios subieran un 10% adicional el 10 de agosto.
• Ahora, este riesgo tiene un componente temporal: llenar los almacenes antes del invierno podría hacer que la segunda mitad del verano sea tensa. Bajar el objetivo de almacenamiento y dejar menos reservas hace que el invierno sea 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 por debajo de 2021 (60%), el año en que Gazprom dejó vacíos sus almacenes en Alemania.
• La escasez de gas es física: la crisis de Ormuz ha supuesto 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 subió 6 TWh (1,6%) por un mayor uso de gas en el sector eléctrico debido a las olas de calor.

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

Los precios del gas en Europa habían bajado a 40 €/MWh tras el repunte de marzo, impulsados por las noticias sobre la posible reapertura del Estrecho de Ormuz. Pero en julio, los precios subieron de nuevo un 42% en un mes: los combates renovados en Irán, con declaraciones cada vez más hostiles de ambas partes y sin señales de apertura del Estrecho a corto plazo, han hecho que los precios del gas vuelvan a superar los 60 €/MWh.

Un movimiento brusco el 10 de agosto ilustra lo tenso que está el mercado: una interrupción 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 interrupción así apenas habría tenido impacto. Pero esto significa que Europa tendrá que conseguir 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 esta situación tan ajustada vaya a durar para siempre, pero las interrupciones en el suministro afectarán a Europa al menos hasta el final del próximo invierno. La curva de futuros sigue inclinada a la baja en los próximos cuatro años, a pesar de que el repunte ha elevado el corto plazo. Ya se está construyendo una nueva ola de capacidad de licuefacción en EE. UU., que compensa cualquier preocupación persistente sobre Ormuz. El año natural 2028 se negocia cerca de 30 €/MWh, aproximadamente la mitad del corto plazo.