Un mapa de flujos reducido a unas pocas arterias

El registro de los flujos físicos de gas a 30 de octubre de 2026 resulta ilustrativo por lo que muestra, pero también por lo que no muestra. En Emden EPT1, punto de entrada de la conexión noruega Norpipe, la entrada física alcanza los 402,5 GWh diarios. En el punto VIP TTF-THE-H, entre Países Bajos y Alemania, la entrada se eleva a 482,9 GWh/día, frente a 180,8 GWh/día en salida. Zeebrugge IZT, en la interconexión Reino Unido-Bélgica, registra 72,6 GWh/día en entrada. En Tarvisio, sobre el eje TAG entre Austria e Italia, la entrada alcanza los 144,4 GWh/día.

Enfrente, varios puntos permanecen obstinadamente a cero, tanto en entrada como en salida, en las dos fechas observadas: Mallnow (Polonia-Alemania, Yamal), VIP Waidhaus (República Checa-Alemania) y Baumgarten TAG (Eslovaquia-Austria). Los registros no dicen nada de las causas de esos ceros. Solo establecen que, en esos puntos, ninguna molécula circuló los días 30 y 31 de octubre.

Un retroceso del 80 % en veinticuatro horas

Al día siguiente, la fisonomía cambia bruscamente. La entrada en Emden EPT1 cae a 77,6 GWh/día, esto es, alrededor de un 81 % menos. La salida en VIP Oberkappel, entre Austria y Alemania, pasa de 112,5 a 22,6 GWh/día, un retroceso cercano al 80 %. En Tarvisio, la entrada declarada de 144,4 GWh/día desaparece, y lo que aparece es una salida de 17,2 GWh/día. Las cifras del día son, por tanto, no solo más bajas, sino también distintas en su sentido aparente.

Conviene evitar la sobreinterpretación. El 31 de octubre es sábado, y el expediente no permite descartar un efecto de calendario o valores provisionales. Faltan además varias líneas: la entrada de Zevenaar, del lado Países Bajos-Alemania, sigue como «N/A» en ambas fechas, y su salida solo está consignada para el 30 de octubre (52,7 GWh/día). Un valor ausente no equivale a un flujo nulo.

Del estrecho de Ormuz al precio del gas

Este cuadro físico cobra sentido en el contexto de mercado. Desde el estallido de la guerra contra Irán el 28 de febrero, el cierre del estrecho de Ormuz ha desorganizado los flujos de petróleo y gas del Golfo. El mecanismo es conocido: cuando desaparece una parte de la oferta de GNL, los compradores asiáticos y europeos se disputan los cargamentos restantes, y los productores fuera del Golfo captan la diferencia.

El caso de Cheniere lo ilustra. El grupo estadounidense ha elevado por tercera vez este año su previsión de EBITDA para 2026, situada ahora entre 8.750 y 9.250 millones de dólares. Unos 250 millones de dólares de esa subida proceden de unos netbacks que se han más que duplicado, un efecto directamente ligado a la crisis de Ormuz. QatarEnergy, por su parte, ha aceptado comprar 4 millones de toneladas anuales a Cheniere, con entregas a partir de la década de 2030. El comprador es a su vez un gran vendedor de GNL, lo que dice mucho del valor de la diversificación.

Ahí es donde importa el mapa de flujos. Si los corredores del Este siguen a cero, Europa no dispone de gasoductos alternativos para amortiguar un choque sobre el GNL. Depende de Noruega, cuyo flujo en Emden varía más de 300 GWh/día en una sola jornada según el registro, y del GNL, pagado a precio mundial. En este marco, la superación de los 101 euros por parte del gas europeo, por primera vez desde 2022, parece coherente con la secuencia descrita. El titular que lo anuncia no precisa, sin embargo, ni el índice ni la unidad, y no basta para probar el vínculo.

Electricidad: una brecha de uno a tres

Los precios de la electricidad del 30 de octubre apuntan en la misma dirección, sin demostrarlo. El day-ahead se sitúa en 254,14 EUR/MWh en Suiza, 250,85 en República Checa, 250,56 en Dinamarca (zona DK-1) y 211,19 en Portugal. Finlandia, con 77,51 EUR/MWh, se paga aproximadamente 3,3 veces menos que Suiza. En los mercados donde el gas suele fijar el precio marginal, un gas caro se traslada a la electricidad. El expediente no facilita el mix de producción de esas zonas: la brecha con Finlandia es, por tanto, compatible con esa lectura, sin ser prueba de ella.

Lo que los datos no dicen

Varios elementos invitan a la prudencia. El primero es la brevedad de la serie: dos días de flujos no hacen una tendencia, y la caída del 80 % del 31 de octubre puede reflejar un sábado, nominaciones revisadas o una publicación incompleta. El segundo es la ausencia de datos de almacenamiento, indispensables para juzgar la seguridad de suministro invernal. El tercero es el mensaje del consejero delegado de TotalEnergies, que no espera ninguna escasez de gas en Europa este invierno. El cuarto es la evolución del petróleo: el Brent perdió un 7,63 % el 2 de noviembre para cerrar en 104,77 dólares el barril, ante la esperanza de conversaciones entre Estados Unidos e Irán. El expediente no indica si el gas siguió la misma estela.

Una fragilidad de estructura, no una escasez anunciada

Lo que cabe concluir razonablemente se resume en tres puntos. La arquitectura de los flujos es estrecha: unos pocos puntos concentran los volúmenes, otros son nulos. Es volátil: arterias principales pueden perder el 80 % de su caudal de un día para otro, sea cual sea el motivo. Y, por último, está expuesta a un mercado del GNL que la guerra en Irán ha encarecido de forma duradera, como atestiguan los resultados de Cheniere. Esto basta para hablar de vulnerabilidad a los precios. No basta para anunciar una ruptura física, que ni los almacenamientos ni las previsiones del expediente respaldan. Lo que venga dependerá de la confirmación de los flujos durante varias semanas y de la evolución de las conversaciones en torno a Ormuz.

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