El gas europeo supera los 80 €/MWh y la brecha de reservas eleva el riesgo invernal

El TTF prolonga su subida

Los precios europeos del gas natural siguieron aumentando en septiembre bajo la influencia de una oferta más limitada, la reposición de los almacenamientos, la disponibilidad de gas natural licuado y las tensiones geopolíticas. Según el medio económico lituano 15min.lt, el índice neerlandés TTF superó los 70 €/MWh a comienzos de septiembre y rebasó los 80 €/MWh a mediados de mes.

El mercado de futuros tampoco ofrece un alivio inmediato. Los contratos de octubre, noviembre y diciembre cotizaban en niveles similares a mediados de septiembre, con los futuros de diciembre por encima de 83 €/MWh. La curva refleja la expectativa de que el gas seguirá caro durante la próxima temporada de calefacción, aunque el clima, la demanda y la oferta pueden alterar los precios.

Las cotizaciones continúan muy por debajo de las registradas durante la crisis energética de 2022. Sin embargo, 15min.lt informó de que el gas costaba a mediados de septiembre más del doble que en el mismo periodo del año anterior. Ese incremento interanual ya eleva la incertidumbre sobre los costes de los consumidores industriales y otras empresas intensivas en gas.

Las reservas y el GNL definen la exposición invernal

Europa entró en la temporada de inyección de este año con menos existencias. Los almacenamientos estaban llenos solo al 68%, frente al 80% del mismo momento del año anterior y más del 90% a mediados de septiembre de 2024. Los analistas ya advertían en julio de que, incluso en un escenario favorable, las reservas previas al invierno podían quedar por debajo del promedio de años anteriores.

El menor colchón hace que el mercado sea más sensible a cambios imprevistos de oferta o demanda. Un invierno frío aumentaría el consumo para calefacción y podría llevar el TTF muy por encima del intervalo actual de 80–83 €/MWh. Algunos escenarios recogidos por 15min.lt mencionan un posible umbral cercano a 100 €/MWh, pero no lo presentan como previsión central.

La disponibilidad de GNL añade otra fuente de incertidumbre. Europa compite con los mercados asiáticos por cargamentos adicionales, mientras las cadenas mundiales de suministro siguen expuestas a alteraciones geopolíticas. Las rutas por el estrecho de Ormuz concentran especial atención porque una interrupción podría afectar a la oferta mundial de GNL y, por extensión, a los precios europeos.

La industria debe elegir su nivel de cobertura

Mantas Masalskis, responsable de soluciones empresariales de la compañía energética Elektrum Lietuva, señaló que las empresas deberían centrarse menos en predecir el máximo exacto y más en decidir cuánto riesgo de precio pueden asumir. Fijar el precio ofrece visibilidad sobre una parte relevante de los futuros costes energéticos y reduce la exposición durante la temporada de calefacción.

Un contrato totalmente indexado al mercado permite beneficiarse de una bajada, pero deja toda la volatilidad en manos del comprador. Una fórmula mixta puede proteger a precio fijo parte del consumo previsto y mantener el resto vinculado al mercado. La proporción adecuada depende de los márgenes, la tesorería y la capacidad de trasladar los costes energéticos a los clientes.

El encarecimiento del gas también puede trasladarse al mercado eléctrico mayorista. Cuando la generación eólica y solar más barata no cubre la demanda, suelen entrar las centrales de gas, cuyo coste puede influir en el precio marginal. La relación no es proporcional, pero el gas caro podría pesar más sobre la electricidad en invierno y ampliar el riesgo de las empresas que compran ambas energías.