El conflicto en Oriente Medio impulsa la volatilidad del precio de la electricidad en Europa

La interrupción del suministro de gas provocada por el conflicto en Oriente Medio generará una volatilidad sostenida en los mercados eléctricos europeos, con precios del gas TTF por encima de 50 €/MWh trasladándose a los precios de la electricidad en los principales mercados, según un análisis publicado por Wood Mackenzie.

Aunque el sistema eléctrico europeo depende menos del gas que antes, la interrupción elimina aproximadamente 1,5 millones de toneladas por semana (2,2 bcm) del mercado mundial de GNL, equivalente al 19% de las exportaciones globales de GNL. Los precios del gas TTF para entrega al día siguiente superaron los 55 €/MWh (18,7 $/mmBtu) el 9 de marzo tras la declaración de fuerza mayor por parte de QatarEnergy la semana anterior.

Las reservas de gas europeas se sitúan un 10% por debajo de los niveles del año pasado tras la ola de frío de enero. Además, la capacidad de Europa para cambiar de generación a gas hacia carbón en el sector eléctrico ha disminuido drásticamente desde 2022: un aumento del 77% en el precio del gas ahora reduce la generación a gas solo un 5%.

“Europa añadió 306 TWh de suministro eléctrico bajo en carbono entre 2022 y 2025, reduciendo la dependencia de combustibles fósiles y provocando que la contribución del gas y el carbón disminuyera 292 TWh”, dijo Peter Osbaldstone, director de investigación de energía eléctrica europea en Wood Mackenzie. “Pero los generadores de gas siguen fijando el precio marginal con frecuencia en los principales mercados. Cuando el TTF sube 30 €/MWh, los precios de la electricidad en Alemania aumentan alrededor de 40 €/MWh”.

Osbaldstone añadió: “Hemos cambiado una vulnerabilidad por otra. Una menor dependencia general del gas mejora la seguridad energética. Sin embargo, aunque el papel del gas en la formación del precio de la electricidad varía según el país, en el mercado europeo interconectado su influencia es difícil de evitar. Perder suministros alternativos, como capacidad de carbón, hace que los shocks del precio del gas impacten más: Europa necesita generación a gas y por eso paga el precio”.

Datos clave

• La interrupción en el Estrecho de Ormuz retira 1,5 Mt de GNL por semana (2,2 bcm, o 19% de las exportaciones mundiales).
• Los precios TTF para el día siguiente superaron 55 €/MWh el 9 de marzo de 2026, frente a unos 30 €/MWh antes del conflicto.
• Correlación del gas con los precios eléctricos: R² = 0,97 en Alemania, R² = 0,99 en Italia.
• Almacenamiento de gas europeo: 10% por debajo de los niveles de 2025 tras la ola de frío de enero de 2026.
• Cuota de suministro bajo en carbono: 66% en 2025, frente a 51% en 2022.
• 306 TWh de suministro bajo en carbono añadidos entre 2022 y 2025.
• Flexibilidad limitada para cambiar de combustible en los principales mercados eléctricos: un aumento del 77% en el precio del gas reduce la generación a gas solo un 5%.
• Capacidad potencial adicional de cambio a carbón: aproximadamente 20 TWh, principalmente en Alemania.

El gas fija el precio marginal a pesar de su menor participación en la generación

Las energías renovables y otras fuentes bajas en carbono proporcionan ahora el 66% del suministro eléctrico europeo, frente al 56% en 2022. Entre 2022 y 2025, el suministro bajo en carbono aumentó 306 TWh, mientras que la contribución del gas y el carbón cayó 292 TWh.

Sin embargo, las centrales de gas siguen fijando precios en Italia, Gran Bretaña y Alemania, ya que siguen siendo fundamentales para equilibrar el sistema en periodos de baja disponibilidad de renovables.

Aunque la cuota de generación a gas en Alemania ha sido menor que en mercados como Italia, España y Gran Bretaña, se ha mantenido bastante estable (alrededor del 18%) entre 2022 y 2025 debido al cierre de centrales nucleares y al aumento del retiro de plantas de carbón.

De cara al futuro, se espera que el papel del gas en la formación de precios eléctricos en Alemania aumente hacia 2030, a medida que continúen los cierres de centrales de carbón, en contraste con otros mercados.

La limitada flexibilidad para cambiar de combustible mantiene fuerte la relación entre el precio del gas y el de la electricidad. El análisis de Wood Mackenzie muestra que un aumento del 77% en el precio del gas (de 36 €/MWh a 64 €/MWh) reduce la generación a gas solo un 5%.

La generación con carbón podría aumentar unos 20 TWh, de los cuales 12 TWh corresponderían a Alemania. Este país también mantiene 4,5 GW de carbón duro en reserva estratégica, aunque con una edad media de 50 años y poca operación reciente, por lo que su capacidad para ofrecer apoyo sostenido es incierta.

Aumenta la probabilidad de intervención política

Los gobiernos europeos gastaron 60.000 millones de euros en subsidios eléctricos relacionados con la crisis tanto en 2022 como en 2023, incluso con precios mayoristas más bajos en el segundo año.

Alemania introdujo subsidios para apoyar los costes energéticos industriales entre 2026 y 2028.

Durante la crisis energética de 2022, los gobiernos aplicaron límites de ingresos (revenue caps) entre 40 €/MWh y 180 €/MWh, dependiendo de la tecnología y el mercado.

España y Portugal introdujeron un mecanismo de tope al precio del gas (40-65 €/MWh), limitando las ofertas de los generadores a gas y reduciendo los precios mayoristas de la electricidad entre junio de 2022 y mayo de 2023.

“Las presiones sobre la asequibilidad son reales y los responsables políticos son muy sensibles a ello”, afirmó Osbaldstone. “Pero las mejores políticas deben ser temporales y evitar distorsionar las señales de precios del mercado mayorista. En 2022 aprendimos que las intervenciones demasiado contundentes generan consecuencias no deseadas”.

Las posibles intervenciones para 2026 incluyen límites a los ingresos, impuestos extraordinarios a los generadores, subsidios a los consumidores y cambios temporales en las reglas del mercado siguiendo los precedentes de 2022.

Una interrupción prolongada fortalecerá la estrategia de las energías renovables, la nuclear, la expansión de la red y el almacenamiento para reducir la dependencia de las importaciones. La política nuclear cambió en 2025. Suecia estableció un apoyo crediticio estatal de 25.000 millones de dólares para nuevas construcciones nucleares. Italia levantó su prolongada moratoria. Polonia está avanzando en la construcción de seis reactores con 17.000 millones de dólares en apoyo a la inversión directa. España reconsideró las prórrogas operativas para las centrales que se acercan a la fecha de desmantelamiento, originalmente prevista para 2035.

La iniciativa REPowerEU, lanzada en mayo de 2022 tras la invasión rusa de Ucrania y la interrupción del suministro de gas a Europa, logró una reducción del 18% en la demanda de gas para finales de 2023 mediante medidas voluntarias.

El programa fijó objetivos de 45% de renovables para 2030 y reforzó los requisitos de almacenamiento de gas.

La UE sigue legalmente comprometida con una reducción del 90% de emisiones para 2040. Los cambios políticos se centrarán más en la secuencia y el énfasis que en reducir la ambición climática.

“Otro shock de suministro tan pronto después de 2022 acelerará decisiones que avanzaban lentamente”, dijo Osbaldstone. “Calendarios nucleares, inversión en redes, despliegue de almacenamiento y prioridades de interconexión pasarán rápidamente a la agenda política cuando la seguridad energética esté en riesgo”.

Las perspectivas del mercado dependen de la duración del conflicto y de los daños a infraestructuras

Que los precios se normalicen rápidamente o que persista una prima de riesgo dependerá de la duración del conflicto y de los daños a la infraestructura de exportación.

Si no hay daños en las instalaciones de GNL de Qatar, el reinicio requeriría aproximadamente dos semanas, ya que las plantas volverían a operar de forma gradual.

La construcción de los mega-trenes de GNL de Qatar probablemente se detendrá durante la duración del conflicto, lo que podría tener implicaciones de suministro a largo plazo.

Antes del conflicto, el mercado mundial del gas parecía equilibrado alrededor de 11 $/mmBtu (31 €/MWh), con más de 35 Mt de nuevo suministro de GNL previstas para 2026 y una demanda asiática moderada.

Sin embargo, los precios del GNL en Asia para entrega en abril de 2026 han aumentado y se espera que se negocien con prima frente a los precios del Atlántico, ya que los compradores buscan suministros alternativos.