Europa entra en el otoño de 2026 con uno de los escenarios energéticos más delicados de los últimos años. La prolongación del conflicto en Oriente Medio, las fuertes restricciones a las exportaciones de Gas Natural Licuado (GNL) de Qatar y unos almacenamientos europeos inferiores a los habituales están elevando la tensión en el mercado justo antes de los meses de mayor consumo.
La situación no significa que Europa vaya a quedarse sin gas de forma inminente. De hecho, la Comisión Europea aseguró el 3 de septiembre que actualmente no existe un riesgo inmediato para la seguridad de suministro. Sin embargo, también reconoce que el mercado atraviesa unas circunstancias excepcionales y que la incertidumbre geopolítica continúa provocando una importante volatilidad de precios.
Para hogares y, especialmente, para empresas con un consumo energético elevado, lo que ocurra durante las próximas semanas puede ser determinante para el coste del gas y también para el precio de la electricidad durante el invierno.
¿Qué está pasando con el GNL de Qatar?
Qatar era, antes del actual conflicto, responsable de aproximadamente una quinta parte del suministro diario mundial de GNL. Esa posición convierte cualquier alteración de su producción o de sus rutas marítimas en un problema que rápidamente afecta al mercado internacional.
El punto de inflexión llegó en marzo de 2026.
Los ataques iraníes contra el enorme complejo energético de Ras Laffan dañaron dos de los 14 trenes de licuefacción de Qatar y una instalación de transformación de gas a líquidos.
Según QatarEnergy, los daños dejaron fuera de servicio alrededor de 12,8 millones de toneladas anuales de capacidad de GNL, aproximadamente un 17% de la capacidad exportadora catarí. La reparación de estas instalaciones podría necesitar entre tres y cinco años.
Esto no significa que Qatar haya perdido toda su capacidad de producción permanentemente, pero sí que una parte relevante estará indisponible durante un periodo prolongado.
El problema se agrava porque la producción de GNL catarí continúa afectada por el conflicto. A 3 de septiembre, la propia Comisión Europea seguía señalando que la producción catarí de GNL permanecía parada.
El Estrecho de Ormuz, el gran cuello de botella
Existe además un problema que va mucho más allá de las instalaciones de Ras Laffan: cómo sacar el gas de Qatar.
Para exportar GNL, los grandes metaneros cataríes necesitan atravesar el Estrecho de Ormuz, una de las rutas marítimas más estratégicas del planeta.
A diferencia del petróleo, que en determinados países puede desviarse parcialmente mediante oleoductos, el GNL de Qatar depende especialmente del transporte marítimo.
Las tensiones militares han dificultado gravemente la navegación por la zona durante meses.
Durante los primeros seis meses del conflicto, Qatar llegó a exportar únicamente 18 cargamentos de GNL frente a los 509 registrados durante el mismo periodo del año anterior, según datos de ICIS citados por Reuters.
Sin embargo, tampoco puede afirmarse que actualmente todos los movimientos estén completamente bloqueados.
A comienzos de septiembre se conocieron operaciones excepcionales de transferencia de GNL entre buques fuera del Estrecho de Ormuz. Al menos tres cargamentos procedentes de Qatar y Emiratos Árabes Unidos utilizaron este procedimiento para continuar hacia destinos como India y Japón.
Este tipo de operaciones demuestra que el sector está buscando soluciones logísticas, aunque están lejos de representar una vuelta a la normalidad.
QatarEnergy sigue cancelando entregas de gas
Uno de los ejemplos más claros de que la situación está lejos de solucionarse está en Italia.
QatarEnergy amplió nuevamente la aplicación de fuerza mayor sobre entregas contratadas por Edison, compañía energética italiana propiedad del grupo francés EDF.
A finales de agosto ya se habían cancelado 29 cargamentos, equivalentes aproximadamente a 3.800 millones de metros cúbicos de gas. Algunas de esas cancelaciones afectan a entregas previstas hasta comienzos de noviembre de 2026.
Edison ha conseguido sustituir buena parte de esos volúmenes mediante compras alternativas, pero el ejemplo ilustra el verdadero problema del mercado.
Cuando desaparece un gran proveedor, los compradores europeos tienen que competir entre sí —y también con Asia— por los mismos cargamentos disponibles.
Y esa competencia termina reflejándose en el precio.
La crisis energética también está golpeando a Qatar
Las consecuencias económicas tampoco se limitan a los compradores europeos.
Qatar está sufriendo directamente la paralización de sus exportaciones.
Durante el primer trimestre de 2026, el PIB catarí cayó un 7% interanual, hasta los 170.800 millones de riales, unos 46.900 millones de dólares.
La actividad minera y extractiva, formada principalmente por la producción energética, se desplomó un 25,8% y fue el principal responsable de la caída de la economía.
Las cifras comerciales son todavía más llamativas.
Reuters calcula que Qatar ha perdido aproximadamente 24.000 millones de dólares en ventas de gas durante los primeros seis meses del conflicto.
En determinados momentos, sus exportaciones de GNL llegaron a registrar una caída cercana al 96% respecto al año anterior.
Por tanto, la crisis no es únicamente un problema para Europa: también supone un enorme coste económico para uno de los mayores productores mundiales.
Europa llega al otoño con menos gas almacenado
Aquí aparece la segunda parte del problema.
Europa necesita aprovechar primavera y verano para llenar sus almacenamientos antes de la llegada del frío. Durante el invierno, esos depósitos funcionan como un importante colchón cuando aumenta el consumo.
Pero en 2026 la recuperación de las reservas está siendo considerablemente más lenta.
Según Gas Infrastructure Europe, el 31 de agosto los almacenamientos de la Unión Europea estaban aproximadamente al 65,4% de su capacidad.
La situación es muy diferente dependiendo del país:
➢ Portugal: alrededor del 93,1%.
➢ Italia: aproximadamente 83,3%.
➢ España: alrededor del 73,5%.
➢ Francia: aproximadamente 71,3%.
➢ Alemania: apenas 53,3%.
➢ Países Bajos: alrededor del 47,3%.
Polonia, por el contrario, superaba ya el 93%.
Son niveles claramente inferiores a los habituales en muchos mercados europeos.
De hecho, durante agosto las reservas europeas llegaron a situarse en mínimos históricos para esa época del año en los registros disponibles desde 2011.
¿Tiene Europa que alcanzar obligatoriamente el 90%?
Este punto requiere una aclaración importante.
La normativa europea mantiene como referencia un objetivo de almacenamiento del 90%, pero desde 2025 existe una mayor flexibilidad para evitar que una obligación demasiado rígida fuerce compras precisamente cuando los precios son más elevados.
Los Estados pueden alcanzar ese nivel dentro de una ventana comprendida entre el 1 de octubre y el 1 de diciembre, y existe además un margen de flexibilidad que puede ampliarse en circunstancias desfavorables de mercado.
Paralelamente, la Comisión Europea y los Estados miembros consideran que, en las condiciones actuales, aproximadamente un 80% de almacenamiento podría proporcionar un nivel suficiente para afrontar el invierno, especialmente porque la demanda europea de gas se ha reducido considerablemente respecto a los niveles anteriores a la crisis energética.
Por tanto, Europa está en una posición incómoda, pero no ante una situación comparable automáticamente con la crisis de 2022.
¿Por qué Europa no compra simplemente más GNL?
Porque hacerlo tiene un coste.
Europa dispone actualmente de mucha más infraestructura de regasificación que hace cuatro años y puede recibir GNL de diferentes mercados. Esa diversificación supone una importante ventaja.
El problema está en conseguir los cargamentos necesarios a un precio razonable.
ACER calcula que, para alcanzar el 90% de almacenamiento, las importaciones europeas de GNL tendrían que crecer aproximadamente un 13% respecto a los niveles de 2025.
Manteniendo un ritmo de importación similar al del año pasado, alcanzar aproximadamente el 80% sería mucho más viable.
Pero Europa no compra ese gas sola.
Asia también compite por los cargamentos disponibles
El mercado del GNL es global.
Cuando Corea del Sur, Japón, India u otros grandes consumidores asiáticos necesitan más gas, compiten directamente con Europa por cargamentos procedentes de Estados Unidos, Australia y otros productores.
Esa situación es especialmente importante ahora que Qatar tiene limitada buena parte de sus exportaciones.
Estados Unidos ha conseguido compensar parcialmente el agujero dejado por Qatar. Durante los primeros meses de la crisis, las exportaciones estadounidenses de GNL alcanzaron niveles récord y ayudaron a mantener la oferta mundial.
Pero la dependencia europea del GNL también tiene una consecuencia: el continente está mucho más expuesto que antes a cualquier alteración del mercado internacional.
ACER estima que el GNL ya representa cerca de la mitad de las importaciones europeas de gas.
Una ola de calor en Asia, un invierno especialmente frío, una avería en una planta estadounidense o una nueva escalada militar en Oriente Medio pueden cambiar rápidamente la situación.
El precio del gas vuelve a niveles que Europa no veía desde 2023
Los mercados ya están incorporando buena parte de ese riesgo.
Durante los últimos días de agosto y los primeros de septiembre, el gas europeo volvió a experimentar fuertes subidas.
El contrato de referencia TTF llegó a superar los 75 €/MWh, situándose en niveles no vistos desde comienzos de 2023.
La comparación con la crisis de 2022 permite poner la cifra en perspectiva: entonces se llegaron a superar los 300 €/MWh.
Estamos, por tanto, lejos de aquellos máximos.
Pero el problema de 2026 es otro.
El mercado no solo está pagando el gas que necesita ahora: está empezando a valorar cuánto podría costar conseguirlo cuando llegue el invierno si Europa continúa con los depósitos relativamente bajos.
Por eso unas reservas reducidas pueden amplificar cualquier noticia negativa.
¿Qué podría ocurrir este invierno?
No existe una única previsión posible porque el resultado dependerá fundamentalmente de tres factores:
➢ La temperatura. Un invierno suave reduciría drásticamente la presión sobre las reservas.
➢ La disponibilidad internacional de GNL. Una mejora de las exportaciones del Golfo o un aumento de la oferta estadounidense aliviaría el mercado.
➢ La evolución del conflicto. Cualquier nueva interrupción en el Estrecho de Ormuz podría volver a disparar las primas de riesgo.
Wood Mackenzie ha planteado escenarios muy diferentes dependiendo de esas variables. En situaciones especialmente adversas, con frío intenso y dificultades para conseguir GNL, los precios podrían experimentar subidas muy importantes.
Esto no significa que dichos escenarios vayan a producirse. Sirven, precisamente, para mostrar hasta qué punto el mercado depende ahora del clima y de la evolución geopolítica.
¿Puede esta crisis encarecer también la electricidad?
Sí.
Gas y electricidad son mercados diferentes, pero están estrechamente relacionados.
Las centrales de ciclo combinado utilizan gas natural para producir electricidad y suelen entrar en funcionamiento cuando otras tecnologías no son suficientes para cubrir toda la demanda.
Por ello, cuando producir electricidad con gas se vuelve más caro, puede aumentar también el precio del mercado eléctrico en determinadas horas.
El impacto final dependerá de factores como la producción renovable, la demanda, la disponibilidad hidráulica, la nuclear y el funcionamiento del propio mercado.
Así que una crisis internacional de GNL no afecta únicamente a empresas que utilizan directamente gas natural.
También puede terminar afectando indirectamente a consumidores eléctricos.
Qué pueden hacer las empresas ante un invierno energético incierto
Una empresa no puede controlar el precio internacional del gas ni decidir qué ocurre en el Estrecho de Ormuz.
Lo que sí puede controlar es su exposición a esos movimientos.
1. Revisar el contrato energético
Lo primero es comprobar qué tipo de precio se está pagando actualmente.
Un contrato indexado puede beneficiarse rápidamente de las bajadas del mercado, pero también trasladar parte de las subidas.
Una tarifa fija aporta mayor previsibilidad, aunque contratarla en un momento de precios elevados también puede implicar consolidar un coste que posteriormente disminuya.
No existe una modalidad universalmente mejor: depende del consumo, el perfil horario, la duración del contrato y la capacidad de asumir volatilidad.
2. Analizar cuándo vence el contrato
Esperar hasta pocos días antes de la renovación puede limitar considerablemente las opciones.
En mercados volátiles resulta especialmente importante conocer con antelación:
➢ Fecha de vencimiento.
➢ Precio actual.
➢ Consumo anual.
➢ Penalizaciones por permanencia.
➢ Fórmula de revisión del precio.
➢ Coste de potencia y energía.
Con esta información puede evaluarse el mercado antes de tener que tomar una decisión obligatoriamente.
3. Reducir consumos innecesarios
Cuando aumenta el precio de la energía, cada kilovatio hora evitado tiene un impacto económico mayor.
Monitorización de consumos, mantenimiento de equipos, regulación de temperaturas, mejora del aislamiento o sustitución de maquinaria ineficiente pueden ayudar a reducir la exposición de la empresa al mercado.
Una estrategia de ahorro de gas no consiste únicamente en buscar un precio más bajo: también implica consumir mejor.
4. Estudiar diferentes escenarios de precio
Para una empresa con un consumo energético importante puede ser útil calcular cuánto variaría su factura con diferentes escenarios.
Por ejemplo:
➢ Mercado estable.
➢ Subida moderada.
➢ Escenario de fuerte tensión durante el invierno.
Esto permite valorar si interesa asumir exposición al mercado o priorizar estabilidad presupuestaria.
5. Reducir la dependencia energética cuando sea viable
Autoconsumo fotovoltaico, mejora de procesos, recuperación de calor, electrificación de determinados consumos o sistemas de gestión energética pueden reducir progresivamente la dependencia de los combustibles y del mercado mayorista.
No todas las soluciones sirven para todas las empresas, por lo que deben analizarse según inversión, consumo y periodo de retorno.
La crisis de Qatar puede durar bastante más que este invierno
Incluso si la situación militar mejorara durante los próximos meses, el mercado del GNL no volvería inmediatamente al escenario anterior.
Los dos trenes dañados de Ras Laffan podrían necesitar entre tres y cinco años para volver a estar operativos, según QatarEnergy.
A esto se añade el retraso de los grandes proyectos de expansión del North Field, que tenían previsto incrementar la capacidad catarí desde 77 hasta 126 millones de toneladas anuales.
Las estimaciones sobre esos retrasos varían. QatarEnergy llegó a hablar de meses o incluso más de un año, mientras socios de los proyectos como ConocoPhillips han mostrado una visión algo más optimista.
Al mismo tiempo, nuevos proyectos internacionales previstos para 2027 y 2028 deberían incorporar más GNL al mercado y ayudar progresivamente a equilibrar la oferta mundial.
Hasta entonces, todo apunta a que el mercado seguirá siendo especialmente sensible a cualquier problema geopolítico o meteorológico.
Anticiparse será más importante que intentar adivinar el mercado
Nadie puede saber con certeza cuánto costará el gas dentro de dos, cuatro o seis meses.
Lo que sí sabemos es que Europa comienza septiembre con almacenamientos inferiores a los habituales, Qatar continúa teniendo graves dificultades para colocar su GNL en el mercado internacional y la tensión geopolítica sigue condicionando los precios.
Para hogares, empresas y negocios, este escenario hace todavía más importante revisar los contratos, controlar el consumo y buscar oportunidades reales de ahorro de gas antes de que nuevas subidas terminen reflejándose en las facturas.
La estrategia debería ser conocer exactamente cuánto consumen, cuánto están pagando, cuándo vencen sus contratos y qué nivel de riesgo están dispuestas a asumir.
En Ahorraentuluz analizamos el consumo y las condiciones contractuales de cada negocio para detectar posibles sobrecostes y valorar qué alternativas pueden tener sentido según la situación del mercado.
Porque cuando la energía entra en una etapa de volatilidad, anticiparse suele ofrecer muchas más opciones que actuar cuando la subida ya aparece reflejada en la factura.
