Un mercado mundial de GNL bajo presión

El punto de partida no es europeo, sino geográfico. Catar, segundo exportador mundial de GNL, no dispone de ninguna ruta de exportación alternativa al estrecho de Ormuz: toda su industria está concentrada en Ras Laffan. En marzo, un ataque iraní dañó allí dos de los catorce trenes de licuefacción, alrededor del 17 % de la capacidad de exportación del país. QatarEnergy calcula las pérdidas en unos 20.000 millones de dólares anuales, con tres años de reparaciones.

Este shock local se inscribe en un mercado ya tensionado. La Agencia Internacional de la Energía prevé una oferta mundial de GNL en retroceso del 3 % este año y advierte de que las tensiones gasísticas se prolongarán en 2027. En un escenario de perturbación del GNL que transita por Ormuz combinado con un invierno más frío, las reservas de la Unión Europea podrían caer por debajo del 10 % en marzo. Otra señal de tensión: el GNL mediterráneo sigue por encima de los 30 dólares por MMBtu, hasta el punto de que Egipto ha pedido a sus productores de urea que reduzcan un 20 % sus tasas de actividad.

Lo que muestran los flujos físicos en Europa

Los datos de flujos transfronterizos del 30 y el 31 de octubre de 2026 ofrecen una instantánea de cómo absorbe Europa este contexto. El 30 de octubre, el punto de entrada de Emden EPT1, en la conexión Norpipe entre Noruega y Alemania, registraba más de 402 millones de kWh diarios. El hub VIP TTF-THE-H, en la frontera germano-neerlandesa, mostraba en entrada cerca de 483 millones de kWh diarios. Zeebrugge, en la interconexión entre el Reino Unido y Bélgica, contabilizaba unos 72,6 millones de kWh diarios en entrada.

Por el contrario, los puntos situados al este marcan cero. Mallnow (Polonia-Alemania, Yamal), VIP Waidhaus (Chequia-Alemania) y Baumgarten TAG (Eslovaquia-Austria) están a cero, tanto en entrada como en salida, los dos días. El expediente no explica estos valores nulos y nada permite vincularlos al conflicto del Golfo. Dibujan, sin embargo, una geografía: el aprovisionamiento observado pasa por la fachada noroeste, es decir, por Noruega, los hubs neerlandeses y las conexiones británicas, mucho más que por las rutas orientales.

El 31 de octubre, los valores cambian de escala. La entrada de Emden cae a unos 77,6 millones de kWh diarios, un descenso del orden del 81 %. En VIP Oberkappel, entre Austria y Alemania, la salida pasa de 112,5 a 22,6 millones de kWh diarios, alrededor de un 80 % menos. En Tarvisio, en el eje TAG entre Austria e Italia, la configuración se invierte: la entrada de 144 millones de kWh diarios del 30 de octubre cae a cero, mientras que al día siguiente aparece una salida de 17,2 millones. Nada indica que la jornada del 31 de octubre esté completa. Estas variaciones pueden obedecer en parte a la publicación de los datos, y sería imprudente leer en ellas un hundimiento de los aprovisionamientos.

Una prima de riesgo legible en los precios de la electricidad

Los precios day-ahead del 30 de octubre revelan una fuerte dispersión. Finlandia se sitúa en 77,51 euros por MWh, Portugal en 211,19, Dinamarca occidental en 250,56, Chequia en 250,85 y Suiza en 254,14. La diferencia entre el mercado más barato y el más caro supera así un factor de tres.

Conviene ser prudentes en la lectura. El expediente no facilita ni el precio del gas en el hub TTF, ni el mix de producción por país, ni el nivel de almacenamiento. El vínculo entre la tensión gasística mundial y el precio de la electricidad en Europa central es una hipótesis coherente con las cifras, no una demostración. Esta dispersión recuerda sobre todo que la vulnerabilidad energética del continente no es homogénea.

La seguridad de aprovisionamiento se convierte en criterio de precio

El comportamiento de Catar ilustra este cambio de era. QatarEnergy ha firmado un contrato de veinte años por 3 millones de toneladas anuales con las instalaciones de Woodside en Luisiana, y después acuerdos por hasta 4 millones de toneladas anuales con Cheniere, hasta 2054. Las entregas comenzarán en 2030 y 2031, y Catar se convertiría en el primer comprador de GNL estadounidense. Su dirigente, Saad al-Kaabi, espera firmar otros acuerdos este año.

La lógica es la de un seguro. El GNL catarí conserva una ventaja de coste, estimada entre 3 y 5 dólares por MMBtu, cerca de la mitad de muchos proyectos estadounidenses. Pero los exportadores estadounidenses escapan a cualquier dependencia respecto a Ormuz. Desde la guerra, los compradores conceden a la seguridad de aprovisionamiento un peso comparable al del precio. Según la IEA, unos 300.000 millones de metros cúbicos de nueva capacidad de exportación de GNL entrarán en servicio en el mundo entre 2025 y 2030, más de la mitad en Estados Unidos y alrededor de una cuarta parte en Catar. La competencia por las cuotas de mercado será, por tanto, intensa, y Europa será un terreno central.

En el plano petrolero, la situación sigue degradada: las exportaciones de crudo del Golfo rondan los 12 millones de barriles diarios, frente a unos 18 millones antes de la guerra. El Brent ha bajado de los 105 dólares, pero Goldman Sachs menciona un riesgo de pico a 140 dólares si la producción del Golfo se mantiene 3,5 millones de barriles diarios por debajo de su nivel de 2025. Este riesgo petrolero alimenta la incertidumbre sobre todo el complejo energético.

Límites y lectura razonable

Deben tenerse en cuenta varios límites. La muestra se reduce a dos días de datos de flujos. Los valores nulos en el este y la variación entre el 30 y el 31 de octubre no están explicados. Los datos de precios de metales mencionados en el informe no contienen ningún valor explotable. Por último, el expediente no contiene ninguna cifra sobre las reservas de gas europeas actuales, solo la advertencia condicional de la IEA.

Lo que puede concluirse razonablemente es más modesto que espectacular. Europa depende de pocos ejes de entrada para su gas, en un mercado mundial de GNL constreñido por la pérdida de capacidad catarí y por la caída de la oferta. El invierno, con unas reservas potencialmente bajo presión, será la prueba. Para medir el efecto real del shock de Ormuz sobre Europa, habrá que seguir durante varias semanas los flujos de entrada noruegos y neerlandeses, las reservas y la brecha entre precios gasísticos y precios eléctricos.

Este artículo ha sido redactado con la ayuda de la inteligencia artificial y verificado por nuestro equipo editorial.