Europa vuelve a enfrentar una señal de alerta energética antes del invierno: los precios mayoristas del gas se duplicaron desde comienzos de 2026 y el mercado llega a la temporada de reposición con inventarios bajos, más demanda eléctrica y riesgos de oferta todavía abiertos. Los futuros holandeses TTF, principal referencia gasista europea, subieron cerca de 120% en el año y se ubicaron en torno a €63,7 por megavatio hora al 18 de agosto.
El precio del gas en Europa se duplicó en 2026 y crece la presión antes del invierno
Los precios mayoristas subieron alrededor de 120% desde comienzos de año. La ola de calor, la sequía, la menor generación hidroeléctrica y nuclear, y las tensiones de oferta complican la acumulación de reservas antes de la temporada de calefacción.
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El precio sigue lejos del máximo de €350/MWh alcanzado durante la crisis energética de 2022, tras la invasión rusa de Ucrania.
El precio sigue lejos del máximo de €350/MWh alcanzado durante la crisis energética de 2022, tras la invasión rusa de Ucrania. Sin embargo, la preocupación volvió a crecer porque Europa necesita aprovechar el verano para llenar sus reservas de gas antes de que aumente el consumo residencial por calefacción.
Esa tarea se complicó por una combinación de factores. La ola de calor elevó la demanda de electricidad, mientras la sequía y las altas temperaturas afectaron la generación hidroeléctrica y nuclear. Como consecuencia, las centrales de ciclo combinado debieron cubrir parte de ese faltante con gas, justo cuando el continente debía destinar más combustible al almacenamiento.
Por qué volvió a subir el gas europeo
La escalada de precios se aceleró en un momento sensible para el mercado. Europa suele utilizar los meses de verano para recomponer inventarios y llegar al invierno con un colchón suficiente frente a eventuales olas de frío o interrupciones de suministro.
Este año, esa campaña de reposición encontró obstáculos adicionales. Según el artículo, el estrecho de Ormuz sigue prácticamente cerrado, Noruega prolongó paradas en sus yacimientos de gas y la sequía redujo la generación hidroeléctrica y nuclear.
La consecuencia fue un mercado con menos margen. El mayor uso de gas para producir electricidad compite directamente con la necesidad de inyectar combustible en almacenamiento. En ese contexto, cualquier interrupción de oferta o desvío climático puede trasladarse rápidamente a precios.
Daniel Kral, economista de Oxford Economics, señaló que “varios riesgos adversos por el lado de la oferta se han materializado” y que los niveles de almacenamiento de gas son históricamente bajos antes de la temporada de calefacción.
La firma prevé revisar al alza en septiembre su pronóstico de precios para Europa. La nueva estimación podría ubicarse cerca de €60/MWh en promedio para el cuarto trimestre de 2026 y el primer trimestre de 2027, frente a una previsión actual de €45/MWh.
Menor consumo, pero dependencia persistente
Europa está en una posición más resistente que durante la crisis de 2021-2022. El consumo de gas cayó aproximadamente entre 15% y 20% frente a los niveles de 2021, por el menor uso industrial, el avance de las energías renovables y la incorporación de bombas de calor que reemplazaron parte de la calefacción a gas.
También aumentó la oferta mundial de gas natural licuado. El continente cuenta con más terminales de importación y puede atraer cargamentos cuando los precios suben, lo que reduce el riesgo de una escasez física extrema como la que se temió durante la crisis energética previa.
Pero esa mejora no eliminó la principal vulnerabilidad: el clima. Según Oxford Economics, la relación entre temperatura y demanda de gas sigue siendo casi perfecta. Cuando el invierno es más frío de lo previsto, el ahorro logrado por Europa frente a los niveles previos a 2021 se achica rápidamente.
El último invierno dejó una señal concreta. Cuando las temperaturas se ubicaron brevemente por debajo de la media histórica, el ahorro de gas europeo frente a los niveles anteriores a 2021 se redujo a solo entre 5% y 10%.
El almacenamiento vuelve a ser clave
El almacenamiento de gas funciona como amortiguador entre un invierno normal y un shock de oferta. Cuando los inventarios están altos, los operadores pueden absorber una ola de frío sin competir agresivamente por nuevos cargamentos de GNL.
Cuando las reservas son bajas, en cambio, cada semana más fría de lo esperado obliga a salir al mercado a asegurar suministro. Eso puede elevar los precios, encarecer la electricidad y aumentar la presión sobre hogares, empresas e industrias intensivas en energía.
Ese es el principal riesgo para Europa hacia el invierno. La región redujo su consumo estructural de gas, diversificó proveedores y sumó capacidad de importación de GNL, pero sigue expuesta a episodios climáticos extremos y a tensiones geopolíticas que afecten la oferta.
Un invierno más caro para hogares e industrias
El aumento del TTF ya anticipa un invierno más costoso para Europa. Aunque los precios no se acercan a los máximos de 2022, el nivel actual vuelve a presionar costos de generación eléctrica, contratos industriales, tarifas y presupuestos públicos.
La situación también golpea la competitividad de sectores manufactureros europeos que dependen de energía barata para producir. Si el gas se mantiene cerca de €60/MWh durante el cuarto trimestre y el primer trimestre de 2027, la industria volverá a enfrentar un escenario de costos elevados frente a competidores con energía más barata.
La gran incógnita será el clima. Un invierno moderado permitiría atravesar la temporada con tensiones administrables. Pero una sucesión de semanas frías, combinada con inventarios bajos y nuevos problemas de oferta, podría convertir la suba actual en una presión mucho más intensa sobre el mercado energético europeo.
