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El TTF cerró cerca de 44,50 €/MWh el lunes, tras el segundo fin de semana consecutivo de estancamiento en las negociaciones entre EE.UU. e Irán. El almacenamiento de gas de la UE se situaba en el 31,47% a 26 de abril, el nivel más bajo al inicio de la temporada de inyección desde 2018. Europa necesita llenar 60 puntos porcentuales de capacidad en seis meses. Las cuentas no salen sin un GNL que no va a llegar.
El Brent tocó los $111,16 el martes: un 75,7% más que hace un año y un 19,7% más que el 17 de abril por sí solo, según Trading Economics. El estrecho de Ormuz sigue efectivamente cerrado. Nueve semanas después del inicio del conflicto, aproximadamente una quinta parte del comercio marítimo mundial de petróleo y GNL continúa bloqueada. La IEA coordinó su mayor liberación de emergencia el 11 de marzo, con 32 países miembros comprometiendo 400 millones de barriles de reservas estratégicas al mercado. Fatih Birol calificó la disrupción como “sin precedentes en su escala”. Los barriles ayudaron, pero no fueron suficientes.
Lo que dicen las cifras de almacenamiento
Las cifras de almacenamiento de gas de la UE publicadas en AGSI cuentan toda la historia. A 26 de abril, las instalaciones europeas estaban al 31,47% de su capacidad. Hace un año, esa cifra era del 36,1%. En 2024 rondaba el 60%. El Center on Global Energy Policy de Columbia University publicó un análisis detallado el 24 de abril afirmando sin rodeos que Europa entra en la temporada de inyección de 2026 con sus niveles de gas más bajos desde 2018, en torno a 31.000 millones de metros cúbicos (bcm). Por aquel entonces, la cifra cayó hasta 19 bcm antes de desencadenar los siete meses de inyecciones más intensos jamás registrados. El equipo de Columbia concluyó que reemplazar simultáneamente los volúmenes perdidos del gasoducto ruso y el GNL catarí hace “esencialmente imposible” repetir esa hazaña.
La UE exige a los operadores de almacenamiento alcanzar el 90% antes del 1 de noviembre. Ese objetivo ya está muerto. La comisaria Jørgensen envió una carta a los estados miembros a principios de abril invitándoles a rebajar el umbral al 80%, según el comunicado del Gas Coordination Group de la European Commission del 9 de abril. No se trata de un ajuste de política: es la admisión de que el objetivo regulatorio es inalcanzable con las condiciones de suministro actuales.
El desglose por países empeora el panorama. Alemania, que consume aproximadamente 82 bcm al año, necesita inyectar 14 bcm solo para alcanzar el 80% de su capacidad de almacenamiento, según el análisis de Columbia. Los Países Bajos terminaron marzo con apenas 0,69 bcm almacenados, llevando al límite su capacidad de gas operativo. Italia y Francia han gestionado mejor la situación gracias a mandatos nacionales de llenado más estrictos, pero no pueden compensar el déficit estructural en los dos mayores mercados gasísticos del bloque.
El suministro que desapareció
Dos arterias de suministro se han cortado simultáneamente. El gas ruso por gasoducto, que representaba aproximadamente el 40% de las importaciones de la UE antes de 2022, ahora está por debajo del 15%. Eso era manejable cuando el GNL global era abundante y los flujos cataríes eran fiables. Entonces se cerró el estrecho.
Los ataques con misiles de Irán contra la ciudad industrial de Ras Laffan en Qatar, entre el 18 y el 19 de marzo, causaron lo que QatarEnergy calificó de “daños extensos” en la mayor instalación de producción de GNL del mundo. Al Jazeera informó de que Ras Laffan representaba aproximadamente el 20% del suministro global de GNL antes de la paralización de la producción. QatarEnergy declaró fuerza mayor a sus compradores. El GMK Center, citando al CEO de QatarEnergy, informó de que los ataques inutilizaron alrededor del 17% de la capacidad exportadora de la compañía, con reparaciones previstas para un plazo de tres a cinco años. Una segunda oleada de misiles de crucero impactó el 1 de abril, según la cronología del conflicto en Wikipedia. Qatar expulsó a los agregados militares y de seguridad iraníes en las 24 horas siguientes al primer ataque.
El momento no podía ser peor para los compradores europeos. La temporada de inyección va de abril a octubre: esa es la ventana en la que los bancos centrales y los planificadores energéticos de todo el mundo necesitan que los mercados cooperen. En su lugar, las exportaciones de GNL desde el Golfo Pérsico se han detenido de facto. El Summer Supply Outlook 2026 de ENTSOG advierte de que alcanzar niveles adecuados de almacenamiento requerirá importaciones de GNL superiores a las de cualquier año anterior. Gas Infrastructure Europe emitió su propia alerta el 9 de abril: sin inyecciones sostenidas a partir de ahora, Europa corre el riesgo de llegar al próximo invierno con menor flexibilidad de extracción y márgenes de seguridad más estrechos.
Las señales de precio
Si estás siguiendo el mercado spot, las señales son contradictorias de la peor manera posible. El TTF day-ahead se consolidó cerca de 44,50 €/MWh el lunes, según el informe de mercado energético de Prestige Business Solutions. Es inferior al pico de 68 €/MWh del 19 de marzo provocado por los ataques a Ras Laffan, pero sigue un 37,8% por encima de los niveles de hace un año. En la primera quincena de abril, los futuros TTF a un mes cotizaron entre 41 y 53 €/MWh, según el GMK Center, con un máximo de 53,20 €/MWh el 7 de abril.
El NBP day-ahead cerró en 108,70 peniques por therm el lunes, con una caída de 1,55. Los contratos estacionales son más reveladores: el NBP para invierno de 2026 cerró a 112,55 p/therm, y el de verano de 2027 a 86,74 p/therm. Ese spread indica que el mercado espera que este sufrimiento se prolongue. El JKM asiático a primer vencimiento cotizó cerca de $16,55/MMBtu, según el informe de Prestige, manteniendo una prima sustancial sobre el TTF. Esa prima es la que los compradores europeos deben superar si quieren desviar cargamentos de GNL desde Asia este verano. Es una guerra de pujas, y Asia tiene los bolsillos más llenos.
El complejo petrolero es igual de hostil. La EIA publicó un análisis el 24 de abril mostrando que los precios spot del Dated Brent se dispararon hasta una prima de más de $25/bbl sobre los futuros a primer vencimiento, el tipo de backwardation que se ve cuando el mercado físico está en verdadero apuro. El crudo europeo en concreto se apreció un 19,7% solo desde el 17 de abril. El carbón ARA CIF Cal-27 subió a $118,03/t, un 8,47% más en la semana. Los EUA de carbono cedieron ligeramente a 74,74 €/t. Todo en la cadena energética europea está al alza excepto el canal diplomático entre Washington y Teherán, que no deja de fracasar.
El respiro meteorológico que no durará
Hay un único viento a favor. Las temperaturas en el Reino Unido se prevén unos 5 grados centígrados por encima de la media estacional para el resto de la semana, según el informe de Prestige, lo que ha reducido la demanda de calefacción y ha dado algo de margen en el gas spot. Se espera que la generación eólica repunte en el Reino Unido, Alemania, los Países Bajos y Francia a lo largo de la semana, desplazando la generación con gas. El day-ahead de electricidad en el Reino Unido (baseload) cerró el lunes a £98,74/MWh, con una bajada de 76 peniques.
No hay que confundir el clima con la estructura. El desafío de inyección es un problema de verano, no de primavera. Si tu cartera tiene alguna exposición a la industria europea, esta es la variable a vigilar. Europa necesita entre 6 y 7 meses de compras agresivas y sostenidas para llevar el almacenamiento a niveles mínimamente viables para el invierno. Los flujos noruegos por gasoducto están sanos, con Langeled operando a 39 mcm/día y las nominaciones totales de salida noruegas en 310 mcm/día el lunes. Pero el gas noruego no puede llenar el hueco dejado por una quinta parte del suministro global de GNL fuera de servicio. Solo el GNL puede hacerlo, y el conjunto del mercado de materias primas compite por la misma capacidad restringida de transporte y refino. Los efectos en cadena ya son visibles en los datos macro del Reino Unido, donde la inflación energética agrava la debilidad del mercado laboral.
El posicionamiento
El análisis COT de Saxo para la semana que terminó el 14 de abril mostró un posicionamiento energético todavía elevado a pesar de una caída de precios del 12,5% esa semana por esperanzas de alto el fuego. Las posiciones largas netas en Brent se situaban en 373.400 contratos. Es un mercado cargado al alza que sigue siendo vulnerable a titulares de paz, como demostró la breve caída del 9% del viernes pasado ante rumores no confirmados de acuerdo. Pero cada esperanza de alto el fuego se ha evaporado en menos de 48 horas. Las conversaciones del fin de semana en Pakistán volvieron a colapsar. Según los informes, Trump rechazó la última propuesta de Irán, con el programa nuclear de Teherán como punto de fricción central.
La liberación de reservas estratégicas de la OCDE compra tiempo, pero no resuelve el problema estructural. Los 400 millones de barriles comprometidos el 11 de marzo representan aproximadamente el 23% de la capacidad estratégica total de la IEA, según su propio comunicado. La reposición suele llevar de 18 a 24 meses. Esto significa que el colchón de emergencia petrolero mundial se ha reducido sustancialmente justo cuando podría producirse la próxima escalada. En el caso específico del gas europeo, no existe un equivalente de reserva estratégica. El almacenamiento ES la reserva. Y está al 31%.
La aritmética es implacable. Europa necesita inyectar entre 50 y 55 bcm de aquí a noviembre para alcanzar siquiera el objetivo rebajado del 80%. Eso requiere inyecciones diarias sostenidas a ritmos que rara vez se han logrado incluso en condiciones de suministro ideales. El European Gas Hub informó el 27 de abril de que las inyecciones han arrancado con lentitud, ya que los precios no generan suficiente incentivo para que los compradores desvíen GNL de los mercados asiáticos. GIE advirtió de que las señales de precio por sí solas podrían no bastar para impulsar el ritmo necesario. Es la misma presión fiscal trasladada al terreno energético con la que luchan bancos centrales y tesoros de todo el mundo desarrollado.
El mercado está descontando un verano difícil y un invierno peligroso. Que Europa logre superarlos depende de exactamente una variable: el estrecho de Ormuz. Todo lo demás es aritmética. Y la aritmética dice que el 31% no es suficiente.
