​Los ataques con drones iraníes contra el 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 del Estrecho de Ormuz por parte de Irán –por donde transita el 20% del GNL mundial–, los precios del gas TTF holandés se dispararon casi un 70% en dos sesiones bursátiles, superando brevemente los 60 €/MWh el 3 de marzo por primera vez desde febrero de 2025.

El impacto inmediato en los precios es evidente; ahora lo importante es cuánto tiempo durará. Europa afronta esta interrupción con los almacenes por debajo del 30% (su nivel estacional más bajo en años) y con la obligación legal de alcanzar al menos el 80% de llenado antes del próximo invierno. Un paro prolongado en Catar complica aún más la ya difícil 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 antes de que el almacenamiento se convierta en un problema grave
• El impacto en los precios de la electricidad, los ingresos de las baterías y los activos solares
• Qué significa un shock prolongado del gas para los tipos de interés y las decisiones de inversión en nuevos proyectos BESS

El precio del gas en Europa alcanza máximos de 13 meses tras el paro de la producción de GNL en Catar

La guerra en Irán tiene impactos directos en los precios de la energía en Europa: los precios del gas TTF holandés (referencia europea) subieron casi un 70% en solo dos días esta semana. El contrato de abril de 2026 se negoció por encima de los 60 €/MWh durante breves periodos, alcanzando el nivel más alto desde febrero de 2025 y cerrando en 53 €/MWh el 3 de marzo.

El detonante directo es el Estrecho de Ormuz, que Irán ha cerrado y por donde fluye el 20% del GNL mundial. Además, los combates en la región siguen afectando a la producción de GNL catarí: los ataques con drones iraníes al complejo industrial de 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 envía a Asia, el impacto en los precios europeos del gas es igualmente directo. Cuando los compradores asiáticos pierden sus cargamentos cataríes, recurren al mercado spot, compitiendo directamente con los compradores europeos por los cargamentos disponibles 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: el TTF y el índice asiático JKM subieron al mismo ritmo. Los precios del Henry Hub estadounidense apenas se movieron, ya que el mercado interno de gas de EE. UU. ya está al límite de su capacidad de exportación de GNL y, por tanto, está aislado de las subidas globales.

El impacto a largo plazo dependerá de cuánto duren las interrupciones en el GNL catarí

Los precios se movieron bruscamente 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 valorando. El mercado puede gestionar más fácilmente un cierre de una semana del estrecho y Ras Laffan, pero si la guerra se prolonga, el volumen perdido puede afectar a los contratos a futuro.

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 alcanzar los 74 €/MWh si el Estrecho de Ormuz permanece cerrado durante un mes.

Además, se han detenido las obras de expansión del yacimiento North Field East de Catar, que iba a añadir 33 millones de toneladas anuales de GNL al mercado a finales de 2026 (aproximadamente la mitad de la demanda anual de gas de Alemania). Si las obras se paralizan por mucho más tiempo, el calor del verano podría retrasar la puesta en marcha hasta finales de 2026 o principios de 2027.

Cuanto más se prolongue la interrupción, más se agrava la situación. El gas es un producto almacenable. Europa necesita reconstruir sus reservas durante la primavera y el verano para estar lista para el próximo invierno, y hasta una interrupción de corto plazo puede afectar los niveles de almacenamiento a futuro.

Los precios futuros de verano suben con fuerza mientras Europa debe rellenar sus reservas subterráneas

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

Pero la UE exige que los almacenes estén al 90% de su capacidad al final del verano, aunque este objetivo puede reducirse al 80% en caso de “condiciones de mercado difíciles”. Los operadores consideran el llenado total en sus cálculos de precios para el invierno, lo que mantiene estos precios relativamente bajos.

Pero eso significa que Europa debe inyectar al menos 575 TWh de gas este verano, el mayor esfuerzo de reabastecimiento de los últimos años. Esto ha hecho que el precio del verano supere al del invierno, ya que los operadores esperan un mercado muy ajustado en los próximos meses.

El diferencial invertido entre verano e invierno ha eliminado cualquier incentivo para que el sector privado inyecte gas en almacenamiento, lo que podría obligar a los estados a intervenir, como ya ocurrió en 2022. Sin embargo, el diferencial estuvo invertido durante más tiempo a principios del año pasado y volvió a la normalidad cuando comenzó la temporada de llenado en abril.

En el Reino Unido este requisito de llenado no aplica, pero dado que el país apenas tiene almacenamiento en relación con la demanda, suele exportar a los almacenes 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 a corto plazo suben para sustituir los cargamentos perdidos. QatarEnergy habría entregado en Isle of Grain (un terminal de importación británico) bajo un contrato a largo plazo, pero a corto plazo, los terminales británicos se encuentran entre los más caros de Europa.

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

El gas determina el precio mayorista de la electricidad en la mayoría de las horas punta y de transición en casi toda Europa. Siempre que la producción eólica y solar no cubre la demanda, las centrales de gas suelen ser la última unidad despachada y, por tanto, la que fija el precio marginal. Cuando el gas es caro, los precios punta 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 competitivo 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 actúa en sentido opuesto: el carbón emite más CO2 que el gas, por lo que precios más altos del Régimen de Comercio de Emisiones (ETS) reducen la ventana de cambio de combustible. Las asignaciones del ETS de la UE suelen subir cuando sube el precio del gas, ya que las eléctricas compran derechos de emisión para cubrir el mayor uso de carbón. Pero esta semana, los precios del ETS de la UE se han mantenido moderados, quizás reflejando expectativas de menor actividad industrial ante un nuevo shock energético.

Para las baterías, un gas más caro aumenta directamente los ingresos. Las baterías arbitran el diferencial entre los precios del mediodía, fijados por renovables, y los precios punta. Un diferencial mayor significa más ingresos por ciclo. Según el análisis de sensibilidad de Modo Energy, una subida del 50% en el precio del gas combinada con un aumento del 40% en el precio del carbono eleva los ingresos diarios de las baterías en un 28%.

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

Un shock prolongado del gas podría retrasar las bajadas de tipos o empujar los tipos por encima del 4%

El mismo shock del gas que incrementa los ingresos de los activos operativos genera un problema secundario para los nuevos proyectos, a través de su impacto en los tipos de interés. Unos precios mayoristas de la energía más altos se trasladan a la inflación del consumidor, complicando el panorama para los tipos.

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

Los proyectos BESS son muy intensivos en capital y muy sensibles a los tipos de descuento. La mayoría de los proyectos europeos se financian con un coste de capital del 5-7%, y los prestamistas suelen exigir que los ingresos previstos cubran el pago de la deuda al menos 1,2-1,4 veces. Un aumento de un punto porcentual en el coste de capital puede reducir significativamente la rentabilidad del proyecto, lo que podría hacer inviables proyectos que ya eran marginales a los tipos actuales.

Esto genera una tensión directa: el mismo shock que mejora los ingresos de los activos operativos eleva la tasa de rentabilidad exigida para los nuevos, y podría retrasar las decisiones finales de inversión en proyectos actualmente en fases avanzadas de desarrollo.