Los ataques con drones iraníes al complejo Ras Laffan de Catar el 2 de marzo obligaron a QatarEnergy a detener la producción en la mayor planta exportadora de GNL del mundo. Sumado al cierre iraní del Estrecho de Ormuz —por donde pasa el 20% del GNL global— los precios del gas TTF holandés se dispararon un 50% en dos sesiones, superando brevemente los 60 €/MWh el 3 de marzo por primera vez desde febrero de 2025.

El impacto inmediato en los precios es claro; lo que importa ahora es la duración. Europa afronta esta interrupción con los almacenamientos por debajo del 30% (el nivel estacional más bajo en años) y la obligación legal de alcanzar el 90% antes de octubre. Un corte prolongado en Catar complica aún más la tarea de rellenar reservas, eleva los precios máximos de la electricidad en todo el continente y amenaza con reavivar la inflación que los bancos centrales llevan tres años intentando controlar.

En este artículo analizamos:

• Por qué la demanda asiática está impulsando al alza los precios del gas en Europa
• Cuánto tiempo debe durar la interrupción para que el almacenamiento sea un problema serio
• El impacto en los precios eléctricos, ingresos de baterías y activos solares
• Qué implica un choque prolongado del gas para los tipos de interés y las nuevas inversiones en BESS

El precio del gas en Europa alcanza su máximo en 13 meses tras la paralización del GNL catarí

La guerra de Irán tiene impactos directos en los precios energéticos europeos: los precios del gas TTF (el referente europeo) subieron un 50% en solo dos días esta semana. El contrato de abril de 2026 superó los 60 €/MWh en momentos puntuales, el nivel más alto desde febrero de 2025.

El detonante directo es el Estrecho de Ormuz, ahora cerrado por Irán y por donde fluye el 20% del GNL mundial. Además, los combates en la región afectan aún más a la producción catarí: los ataques con drones al complejo industrial Ras Laffan el 2 de marzo obligaron a QatarEnergy a detener la producción en la mayor planta exportadora de GNL del mundo.

Aunque más del 80% del GNL catarí se destina a Asia, el impacto en los precios europeos es igual de directo. Cuando los compradores asiáticos pierden sus cargamentos cataríes, recurren al mercado spot, compitiendo directamente con compradores europeos por cargamentos de origen estadounidense. Y como el GNL es la fuente marginal de suministro en Europa, los precios deben subir lo suficiente para ganar esa competencia.

Eso es lo que ocurrió esta semana: TTF y el índice de referencia asiático JKM subieron al unísono. Los precios estadounidenses Henry Hub apenas se movieron, ya que el mercado interno de gas de EE. UU. está al máximo de su capacidad de exportación de GNL y, por tanto, aislado de las subidas globales.

El impacto a largo plazo dependerá de cuánto dure la interrupción del GNL catarí

Los precios se movieron con fuerza en ambas direcciones esta semana a medida que cambiaban las expectativas sobre la duración del conflicto. Esa volatilidad refleja la incertidumbre que el mercado está descontando. El mercado podría sobrellevar un cierre de una semana del estrecho y Ras Laffan, pero si la guerra se prolonga, el volumen faltante podría afectar a los contratos a más largo plazo.

Se ha declarado fuerza mayor en algunos contratos de exportación cataríes con entrega a corto plazo, pero no en los de entrega más lejana. Una nota de Goldman Sachs de esta semana estima que el TTF podría llegar a 74 €/MWh si el Estrecho de Ormuz permanece cerrado durante un mes.

Además, se han paralizado las obras de ampliación de North Field East en Catar, que iban a añadir 33 millones de toneladas/año de GNL al mercado a finales de 2026 (aproximadamente la mitad de la demanda anual de gas de Alemania). Si los trabajos se detienen mucho más, el calor del verano podría retrasar la puesta en marcha hasta finales de 2026 o principios de 2027.

Cuanto más se prolongue el corte, mayor será el efecto acumulativo. El gas es un producto almacenable. Europa necesita reponer sus reservas en primavera y verano para estar lista para el próximo invierno, y hasta una interrupción de corto plazo puede afectar los niveles de almacenamiento más adelante.

Los precios a futuro para el verano suben con fuerza mientras Europa debe rellenar sus reservas subterráneas

Si los cargamentos cataríes siguen fuera del mercado durante la temporada de inyección, la tarea de rellenar reservas en verano será más difícil. Los almacenes de gas europeos están en su nivel estacional más bajo en años, con menos del 30% de capacidad llena actualmente.

Pero la UE exige que las reservas estén al 90% al final del verano, porcentaje que puede reducirse al 80% en “condiciones de mercado difíciles”. Los operadores descuentan un llenado total en sus cálculos para el invierno, manteniendo los precios invernales comparativamente bajos.

Eso significa que Europa debe inyectar al menos 575 TWh de gas este verano, el mayor esfuerzo de reposición de los últimos años. Esto ha invertido la prima habitual, situando el precio de verano por encima del de invierno ante la expectativa de un mercado ajustado en verano.

La inversión de la diferencia verano-invierno elimina cualquier incentivo comercial para inyectar gas en almacenamiento, lo que podría obligar a los estados a intervenir, como ya ocurrió en 2022. Sin embargo, esta situación también se dio durante más tiempo a principios del año pasado y se normalizó cuando comenzó la temporada de llenado en abril.

En el Reino Unido no aplica este requisito de llenado, pero como el país apenas tiene reservas en relación a su demanda, suele exportar a depósitos europeos en verano e importar de Europa en invierno. Los precios de verano han subido casi al mismo ritmo que en la UE, pero mantienen un descuento para incentivar las exportaciones hacia Europa.

El Reino Unido también recibe más GNL catarí que muchos otros países europeos, por lo que los precios suben para sustituir esos cargamentos perdidos. QatarEnergy hubiera entregado en la terminal de Isle of Grain (un puerto de importación británico) bajo contrato a largo plazo, pero en el corto plazo las terminales británicas son de las más caras de Europa.

Los precios altos del gas elevan los precios máximos de la electricidad y los ingresos de las baterías

El gas marca el precio mayorista de la electricidad en la mayoría de las horas punta y horas intermedias en casi toda Europa. Cuando la generación eólica y solar no es suficiente para cubrir la demanda, las plantas de gas suelen ser la última unidad despachada y, por tanto, fijan el precio marginal. Cuando el gas es caro, los precios máximos de la electricidad suben en la misma proporción.

El carbón puede suavizar el impacto en mercados con capacidad térmica remanente, como Alemania. Cuando el gas deja de ser rentable frente al carbón, los generadores cambian de combustible, limitando el precio marginal. Pero como esto incrementa la demanda de carbón, el precio del carbón también ha subido esta semana.

El precio del carbono opera en sentido contrario: el carbón emite más que el gas, así que precios altos en el Régimen de Comercio de Derechos de Emisión (ETS) reducen la ventana de cambio de combustible. Las asignaciones del ETS de la UE suelen subir cuando sube el gas, ya que las eléctricas compran derechos para cubrir el aumento de consumo de carbón. Pero esta semana, los precios del ETS se han mantenido moderados, quizá reflejando expectativas de menor actividad industrial ante el nuevo choque energético.

En el caso de las baterías, el gas caro incrementa directamente los ingresos. Las baterías arbitran la diferencia entre los precios del mediodía fijados por renovables y los altos precios punta. Una mayor diferencia implica más ingresos por ciclo. En el análisis de sensibilidad de Modo Energy, una subida del 50% en el gas junto con un 40% más en el precio del carbono aumenta los ingresos de baterías un 28%.

También mejoran los precios de captura solar. El gas caro eleva los precios en las horas intermedias alrededor de la ventana de generación solar, aumentando el valor absoluto de la producción solar. Las tasas de captura solar (la relación entre el precio de captura solar y el precio base) no varían, ya que miden el rendimiento relativo. Pero en términos absolutos, los activos solares ganan más por MW cuando el gas es caro.

Un choque prolongado del gas podría retrasar las bajadas de tipos o devolverlos por encima del 4%

El mismo choque del gas que mejora los ingresos de los activos en operación genera un problema de segundo orden para los nuevos, a través de su impacto en los tipos de interés. Los precios mayoristas más altos se trasladan a la inflación, complicando el camino para los tipos.

El National Institute of Economic and Social Research (NIESR) estima que si los precios energéticos se mantienen elevados durante un año, la inflación del IPC en el Reino Unido podría subir 0,7 puntos porcentuales, y el tipo básico del Banco de Inglaterra hasta 0,8 puntos más de lo previsto—llevándolo de nuevo por encima del 4%.

Los proyectos BESS son intensivos en capital y muy sensibles al coste de financiación. La mayoría de los proyectos europeos se estructuran con un coste de capital del 5-7%, y los prestamistas suelen exigir que los ingresos previstos cubran la deuda al menos 1,2-1,4 veces. Una subida de un punto porcentual en el coste de capital puede reducir significativamente la TIR del proyecto, dejando desarrollos marginales por debajo del umbral necesario para alcanzar la decisión final de inversión (FID).

Eso crea una tensión directa: el mismo choque que mejora el caso de ingresos para activos en operación eleva la tasa de corte para los nuevos, y podría retrasar las decisiones finales de inversión en proyectos en fase avanzada.