¿Crisis energética 2.0? La guerra entre Estados Unidos, Israel e Irán provoca una crisis en el precio del gas natural: el aumento más pronunciado desde la guerra de Ucrania

Alerta roja para la economía: la lucha mundial por el gas natural licuado (GNL) se está intensificando

Un importante ataque militar en Oriente Medio ha sumido los mercados energéticos mundiales en un caos sin precedentes, golpeando a Europa en su punto más vulnerable. Tras los ataques coordinados de Estados Unidos e Israel contra objetivos iraníes a finales de febrero de 2026, Teherán ha cerrado efectivamente el cuello de botella más importante de la economía mundial: el Estrecho de Ormuz. El repentino bloqueo de esta vía fluvial, por la que se transporta diariamente aproximadamente una quinta parte del gas natural licuado (GNL) del mundo y enormes cantidades de petróleo crudo, ha provocado la mayor subida de precios en los mercados bursátiles desde el inicio de la guerra en Ucrania. Para Alemania y la Unión Europea, esta escalada llega en un momento absolutamente inoportuno. Con niveles de almacenamiento de gas históricamente bajos, que en algunos casos apenas superan el 20%, y una economía ya de por sí frágil, se avecina una brutal lucha por los escasos suministros de GNL en el mercado mundial. Los analistas ya advierten de una explosión de precios que no solo podría acabar con la contención de la inflación, lograda con tanto esfuerzo, sino también desencadenar una nueva y grave recesión. El siguiente análisis muestra cuán realistas son los escenarios de precios del gas muy por encima de los niveles actuales y qué significa este punto de inflexión geopolítico para la industria, el BCE y los consumidores.

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Cuando el estrecho se convierte en un arma: cómo el conflicto con Irán está golpeando el flanco más vulnerable de Europa

En la mañana del 2 de marzo de 2026, los mercados energéticos europeos experimentaron la mayor subida de precios desde la invasión rusa de Ucrania. El contrato de futuros TTF de referencia en la Bolsa de Ámsterdam se disparó hasta un 26,63 %, alcanzando los 40,47 € por megavatio-hora. El detonante no fue un fallo técnico, un cuello de botella en el almacenamiento ni un frío día de invierno, sino un ataque militar que, en cuestión de horas, paralizó el cuello de botella más crítico del comercio energético mundial. Lo que comenzó el fin de semana del 28 de febrero con los ataques conjuntos de Estados Unidos e Israel contra Irán se convirtió en 48 horas en una crisis cuyas consecuencias económicas aún son difíciles de evaluar. El estrecho de Ormuz, ese estrecho de 54 kilómetros de ancho entre Irán y Omán, que solo tiene 3,7 kilómetros de ancho en rutas marítimas transitables y por el que se transportan diariamente alrededor de 20 millones de barriles de petróleo crudo y aproximadamente una quinta parte del gas natural licuado del mundo, está prácticamente cerrado. Lo que esto significa para el abastecimiento energético europeo, la economía alemana y la economía mundial requiere un análisis serio pero implacable.

La cadena de escalada: del ataque aéreo al bloqueo comercial

La secuencia militar se desarrolló con una velocidad que sorprendió incluso a los geoestrategas más experimentados. El 28 de febrero de 2026, Estados Unidos e Israel, en una operación coordinada, atacaron instalaciones nucleares, militares y edificios gubernamentales iraníes. Entre los muertos se encontraba el líder supremo iraní, el ayatolá Alí Jamenei, según confirmaron el ejército israelí y los medios estatales iraníes. Irán respondió con ataques de represalia contra territorio israelí y bases militares estadounidenses en los Estados del Golfo. Sin embargo, el factor decisivo para los mercados energéticos fue la consecuencia inmediata de los ataques al corazón de Irán: el Cuerpo de la Guardia Revolucionaria Islámica comenzó a transmitir mensajes de radio VHF a todos los barcos en el Estrecho de Ormuz, prohibiendo el paso. Aunque Irán no declaró un bloqueo formal, esta medida resultó casi completamente efectiva. Los datos de seguimiento de barcos mostraron una disminución del 40 al 50 por ciento en el tráfico en pocas horas, y los barcos restantes intentaron predominantemente abandonar el estrecho. Al menos tres petroleros fueron atacados cerca del Estrecho de Ormuz, incluido un petrolero con bandera de Palaos llamado Skylight, cuya tripulación tuvo que ser evacuada.

La industria naviera internacional reaccionó con rapidez. Hapag-Lloyd, la quinta mayor naviera de contenedores del mundo, suspendió todos los tránsitos por el Estrecho de Ormuz. Maersk y navieras japonesas como Nippon Yusen siguieron el ejemplo. Simultáneamente, las aseguradoras internacionales comenzaron a retirar la cobertura de los buques en el Golfo Pérsico, lo que desencadenó un periodo de cancelación obligatorio de siete días e imposibilitó económicamente incluso los envíos que aún eran físicamente viables. El bloqueo efectivo del Estrecho de Ormuz, de continuar, representa un acontecimiento prácticamente sin precedentes en la historia. Incluso durante la guerra entre Irán e Irak de la década de 1980, cuando ambos bandos atacaron cientos de buques mercantes, el tránsito nunca se detuvo por completo.

El cuello de botella de la economía global: la dimensión estratégica del Estrecho de Ormuz

La importancia del Estrecho de Ormuz para el suministro energético mundial es innegable. Es el único acceso marítimo al Golfo Pérsico y, por lo tanto, el sustento de los principales exportadores de petróleo y gas de la región: Arabia Saudita, Irak, Kuwait, Emiratos Árabes Unidos, Qatar y el propio Irán. En 2024, un promedio de aproximadamente 20 millones de barriles de petróleo crudo pasaron por este estrecho diariamente, lo que representa alrededor del 20 % del consumo mundial. La Administración de Información Energética de Estados Unidos (EIA) estima que el 84 % del petróleo crudo y condensado transportado a través de Ormuz, así como el 83 % de los envíos de GNL, se destinan a Asia. Para el mercado mundial de gas natural licuado (GNL), el Estrecho de Ormuz es aún más crucial que para el mercado petrolero. Qatar, el tercer mayor exportador mundial de GNL después de Estados Unidos y Australia, envía casi toda su producción anual de alrededor de 80 millones de toneladas de GNL a través de este paso. Junto con las exportaciones de los Emiratos Árabes Unidos, esto representa aproximadamente el 21 por ciento del suministro mundial de GNL.

Para Europa, este bloqueo representa una amenaza inmediata en dos niveles. En primer lugar, elimina los suministros cataríes, que, si bien representan una proporción moderada de entre el 5 % y el 6 % de las importaciones totales de gas de la UE, tienen un impacto desproporcionadamente grande en los precios en un mercado ya de por sí tenso, ya que estas cantidades marginalmente disponibles son insuficientes. En segundo lugar, y mucho más importante, un bloqueo de los suministros de GNL catarí a Asia desencadena una competencia global por el suministro. Dado que alrededor del 70 % de los volúmenes cataríes se destinan normalmente a Asia, los compradores asiáticos se ven obligados a recurrir a fuentes alternativas, principalmente GNL estadounidense, una parte sustancial del cual se ha destinado previamente a Europa. El resultado es una puja global por los limitados volúmenes de GNL disponibles, lo que impulsa los precios al alza en todo el mundo.

La reacción de los precios: TTF, Brent y el temor a una repetición de 2022

La reacción inmediata de los precios a la crisis fue drástica, pero aún relativamente moderada dado el contexto histórico. El precio de referencia del TTF ascendió a 40,47 € por megavatio-hora el 2 de marzo, lo que representa un aumento de alrededor del 27 % con respecto al día anterior y marca el mayor salto diario desde agosto de 2023. Justo el viernes anterior al fin de semana, el precio se situó en 31,89 € por MWh. En comparación, en enero de 2026, en plena ola de frío, el precio del TTF ya había alcanzado valores en torno a los 38 € por MWh, y en el punto álgido de la crisis energética de 2022, se había disparado hasta alcanzar un máximo histórico de 345 € por MWh. Por lo tanto, el precio actual aún está lejos de los niveles de crisis de 2022, pero significativamente por encima de los niveles de los meses anteriores. Los precios habían estado bajando durante casi todo el año 2025: de más de 51 € en febrero de 2025, el TTF había caído a 26,55 € a mediados de diciembre.

En el mercado petrolero, el precio del crudo Brent se disparó alrededor de un diez por ciento, alcanzando aproximadamente los 80 dólares por barril. Los analistas consideran que podría alcanzar los 80-85 dólares a corto plazo. Si el petróleo iraní desaparece del mercado, pero el estrecho de Ormuz permanece abierto, podría alcanzar los 90-100 dólares. En caso de un bloqueo prolongado, los escenarios se extienden a 120 o incluso 150 dólares por barril, junto con un mayor riesgo de recesión.

La pregunta crucial es: ¿cuánto más pueden subir los precios? Goldman Sachs ha modelado varios escenarios para responder a esta pregunta. Si el transporte marítimo a través del Estrecho de Ormuz se detuviera por completo durante un mes, los precios del gas en Europa y los precios spot del GNL en Asia podrían aumentar un 130 %, alcanzando alrededor de 25 dólares por millón de unidades térmicas británicas (MBTU). Con una interrupción que dure más de dos meses, los precios del gas en Europa podrían ascender a 35 dólares por MMBtu. Convertido a la unidad de medida europea, un precio de 25 dólares por MMBtu correspondería a un precio TTF de aproximadamente 74 euros por MWh, un nivel ya identificado como el umbral para la destrucción de la demanda durante la crisis de 2022. Una hipotética interrupción prolongada y completa del suministro de gas a través del Estrecho de Ormuz podría, según las estimaciones de Goldman Sachs, incluso impulsar los precios del gas natural en Europa por encima de los 100 euros por MWh.

El flanco vulnerable de Europa: el almacenamiento de gas en un mínimo histórico

La crisis actual ha afectado al suministro de gas de Europa en un momento de mayor vulnerabilidad. En el momento de la escalada, las instalaciones de almacenamiento de gas de toda la UE solo estaban ocupadas en un 31 %, significativamente por debajo del 40 % del año anterior. La situación es especialmente dramática en Alemania: el mayor mercado de gas de Europa tenía niveles de almacenamiento de tan solo alrededor del 20,5 %, el nivel más bajo desde la crisis energética de 2021/22. En comparación, un año antes, las instalaciones de almacenamiento alemanas estaban en torno al 56 %. La razón de estos niveles históricamente bajos radica en la combinación de un invierno inusualmente frío en 2025/26, el consiguiente aumento de la demanda de calefacción y la menor generación de energía eólica, que tuvo que compensarse con un mayor uso de gas en las centrales eléctricas.

La firma de investigación Commerzbank describió las reservas de gas de la UE como inusualmente bajas incluso antes de la escalada con Irán. Las simulaciones realizadas por expertos en energía mostraron que, en condiciones climáticas normales, los niveles de almacenamiento en Alemania podrían descender a alrededor del 16 % para finales de marzo; en un escenario de frío extremo, incluso se podrían concebir niveles inferiores al 10 %. Las extracciones diarias netas de las instalaciones de almacenamiento oscilaron recientemente entre 1,2 y 1,7 teravatios-hora, mientras que la demanda diaria de gas en Alemania podría aumentar de 4,8 a 5,2 teravatios-hora durante períodos de frío extremo. Las importaciones a través de gasoductos y terminales de GNL noruegos cubrieron un máximo de 3,1 a 3,4 teravatios-hora diarios de esta demanda.

Esta situación significa que Europa entra en la próxima temporada de reabastecimiento de almacenamiento con niveles históricamente bajos. Normalmente, el período de reabastecimiento de las instalaciones de almacenamiento para el invierno siguiente comienza en primavera. La normativa de la UE estipula que las instalaciones de almacenamiento deben alcanzar los niveles mínimos definidos para el otoño. Este proceso requiere importaciones masivas de GNL, y precisamente en este momento, una crisis geopolítica está intensificando la competencia por las cantidades disponibles en el mercado global. Los analistas de Wells Fargo lo expresan concisamente: Europa se encuentra en una situación difícil, entrando en la temporada de reabastecimiento con reservas de gas históricamente bajas y teniendo que comprar grandes cantidades de energía justo cuando se espera que los precios suban.

El suministro de GNL en Europa: la diversificación bajo prueba de estrés

El panorama europeo del suministro de gas ha cambiado radicalmente desde la crisis energética de 2022. El continente ha compensado su dependencia del gas ruso por gasoducto mediante una expansión masiva de las importaciones de GNL. En enero de 2026, la Agencia Internacional de la Energía predijo que Europa batiría un nuevo récord de importaciones de GNL ese año, alcanzando los 185 000 millones de metros cúbicos, tras los 175 000 millones de metros cúbicos del año anterior. Estados Unidos se ha convertido en el principal proveedor de GNL de Europa, representando casi el 60 % de las importaciones. Noruega sigue siendo el principal proveedor individual a través de gasoductos, con aproximadamente el 30 % del suministro de gas de la UE. Azerbaiyán ha ampliado sus suministros a Europa y también suministra a Austria y Alemania desde 2026.

Paralelamente, Europa ha ampliado significativamente su capacidad de regasificación. Alemania, que carecía de infraestructura para la importación de GNL antes de la crisis de 2022, opera ahora varias terminales. La terminal de GNL de la isla croata de Krk ha aumentado su capacidad a 6.100 millones de metros cúbicos anuales y abastece al sudeste de Europa. La terminal polaca de Świnoujście se ha ampliado a 8.300 millones de metros cúbicos anuales. Se esperaba que el aumento del suministro mundial de GNL, impulsado principalmente por la nueva capacidad de exportación de Estados Unidos y la duplicación prevista de la producción catarí, aliviara significativamente la presión del mercado entre 2026 y 2029.

Pero esta misma estrategia de diversificación se está poniendo a prueba en tiempos de crisis. La participación catarí en las importaciones europeas de GNL, que alcanzó temporalmente alrededor del 20 % en 2022 en el auge de la búsqueda de sustitutos del gas ruso, se había reducido a alrededor del 10 % en 2025, ya que Catar había redirigido cada vez más sus exportaciones a Asia. En términos absolutos, Europa importó solo alrededor de 6 millones de toneladas de GNL de Catar en los primeros nueve meses de 2025, una disminución del 19,5 % en comparación con el año anterior. Por lo tanto, el impacto directo del bloqueo de Ormuz en el suministro de Europa es menor que para países como India o China, que obtienen el 45 % y el 25 % de sus importaciones totales de GNL de Catar, respectivamente. El problema, sin embargo, radica en el efecto indirecto sobre el precio: si estos compradores asiáticos se cambian al mercado spot, aumentarán los precios para todos.

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El dilema de la OPEP: capacidad de reserva a puerta cerrada

A primera vista, el mundo tiene las herramientas para amortiguar un shock de suministro. La OPEP+ tiene una capacidad de reserva estimada de alrededor de 3,5 millones de barriles por día. El 1 de marzo, la alianza decidió aumentar la producción de petróleo en 206.000 barriles por día a partir de abril. Pero esta decisión fue evaluada por Reuters como posiblemente la decisión más intrascendente que el grupo ha tomado en sus casi diez años de historia. La razón: la capacidad de reserva se concentra casi en su totalidad en Arabia Saudita y los Emiratos Árabes Unidos, cuya infraestructura de exportación depende en gran medida del tránsito a través del Estrecho de Ormuz. Wood Mackenzie habló de un doble shock de suministro: no solo las exportaciones actuales están bloqueadas por el estrecho, sino que la capacidad de reserva de la OPEP+, que normalmente sirve como un amortiguador para estabilizar el mercado petrolero mundial, también se vuelve inaccesible cuando se cierra la vía fluvial.

Arabia Saudita cuenta con el Oleoducto Este-Oeste, con una capacidad de 7 millones de barriles diarios, y los Emiratos Árabes Unidos con el Oleoducto de Fujairah; ambas son rutas de exportación alternativas que evitan el Golfo Pérsico. Sin embargo, la infraestructura de la terminal en la costa oeste saudí, cerca de Yedda, limita el rendimiento, lo que significa que estas rutas solo pueden absorber una parte de los volúmenes desplazados. Fuera de Arabia Saudita y los Emiratos Árabes Unidos, la OPEP+ prácticamente no tiene capacidad disponible. La consecuencia es una falta estructural de alternativas a corto plazo, lo que probablemente mantendrá los precios elevados mientras el Estrecho de Ormuz permanezca intransitable.

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Escenarios y pronósticos: del shock de corto plazo al cambio estructural de largo plazo

Los acontecimientos futuros dependen crucialmente de la duración e intensidad del conflicto. El presidente estadounidense, Donald Trump, declaró al periódico británico Daily Mail que preveía una campaña de unas cuatro semanas. Sin embargo, la experiencia histórica nos enseña que los conflictos militares en Oriente Medio pueden adquirir una fuerza propia que desafía el control político.

En el escenario optimista de una breve escalada de una a dos semanas, seguida de una desescalada diplomática y una reapertura gradual del estrecho, los precios del gas natural deberían volver a sus niveles previos a la crisis, de entre 30 y 35 € por MWh, tras un breve repunte. La reposición de las reservas sería posible con retraso, pero sin cuellos de botella fundamentales. Los precios del petróleo se estabilizarían de nuevo tras subir a entre 80 y 85 $.

En el escenario intermedio de un bloqueo de cuatro a ocho semanas, como se desprende de las declaraciones de Trump, la situación se volvería significativamente más tensa. Según estimaciones de Goldman Sachs, los precios del gas en Europa podrían alcanzar los 74 € por MWh. Un bloqueo de un mes resultaría teóricamente en la pérdida de entre 60 y 70 cargas de buques cisterna de GNL, solo de la producción catarí. La recarga de las instalaciones de almacenamiento en Europa se vería considerablemente obstaculizada, lo que aumentaría significativamente el riesgo para el invierno de 2026/27. En este escenario, sería plausible que los precios del petróleo se situaran entre 90 y 110 $ por barril.

En el escenario pesimista de una interrupción que dure varios meses o incluso sea permanente —por ejemplo, debido a una escalada del conflicto, el minado iraní en el estrecho o los continuos ataques a buques mercantes—, los precios del gas en Europa podrían superar los 100 € por MWh, los precios del petróleo podrían superar los 120 $ y podría producirse una recesión económica mundial. Este escenario se considera actualmente improbable, ya que tanto Estados Unidos como China tienen fuertes incentivos económicos para evitar una interrupción prolongada. Sin embargo, en una guerra cuya escala ya ha superado todas las expectativas, las certezas son escasas.

Consecuencias para la UE: inflación, competitividad y retroceso en la política energética

Las consecuencias macroeconómicas para Europa, y en especial para Alemania, son multifacéticas. Antes de la crisis de Irán, la inflación de la UE seguía una trayectoria descendente bienvenida. En enero de 2026, la tasa de inflación en la eurozona se situó en el 1,7 %, significativamente por debajo del objetivo del 2 % del BCE. Los economistas del BCE habían pronosticado una inflación media del 1,8 % para 2026. El Banco Central Europeo iba camino de continuar con su política de recortes de tipos de interés, aunque corría el riesgo de no alcanzar su objetivo de inflación.

Un aumento sostenido de los precios de la energía revertiría abruptamente esta tendencia a la baja. La experiencia de 2022 demuestra la rapidez con la que el aumento de los precios del gas y el petróleo impacta en la economía en general. En aquel entonces, el fuerte aumento de los precios del gas elevó los precios de la electricidad en Europa a niveles récord: el precio mayorista de la electricidad superó temporalmente los 850 €/MWh, y la media semanal alcanzó los 586 €/MWh a finales de agosto. Si bien el nivel actual de precios del gas aún dista mucho de los de 2022, el mecanismo de transmisión de los precios del gas a los precios de la electricidad, mediante la fijación de precios por orden de mérito en las bolsas de energía, sigue funcionando. Cualquier aumento sostenido de los precios del gas también encarece automáticamente la electricidad, ya que las centrales eléctricas de gas en Alemania siguen desempeñando un papel crucial como centrales eléctricas de carga residual.

Para Alemania, la crisis llega en un momento particularmente inoportuno. Tras varios años de debilidad, la economía alemana se encuentra en una fase de recuperación tentativa. El gobierno federal esperaba un crecimiento del PIB del 1,0 al 1,3 % para 2026, respaldado por el fondo especial para infraestructuras, el gasto en defensa y un programa de inversión inmediata. Según el Bundesbank, se proyectaba una inflación en Alemania de alrededor del 2,2 %, acercándose al valor objetivo. La caída de los precios de la energía fue un componente clave de la estrategia de recuperación: el gobierno federal había elaborado un paquete de ayuda de 30 000 millones de euros para los precios de la energía, la tasa de almacenamiento de gas se abolió el 1 de enero de 2026, se subvencionaron los precios de la electricidad industrial y las tarifas de red.

Un aumento sostenido de los precios del gas amenaza todo este escenario de recuperación. Las industrias con un uso intensivo de energía, como la siderúrgica, la química y la papelera, apenas comenzaban a beneficiarse de la reducción de los costos energéticos. Otra subida de precios agravaría de inmediato las desventajas competitivas internacionales de Alemania. A principios de 2026, el precio medio del gas para los hogares alemanes era de 11,10 céntimos por kilovatio-hora, el nivel más bajo desde el período de precios altos de 2022. Si bien los proveedores operan con contratos a largo plazo, lo que significa que un aumento de los precios mayoristas no afecta inmediatamente a los consumidores finales, los precios de compra más altos se trasladan a los clientes a medio plazo, normalmente con un retraso de varios meses. Además, el precio del CO2 en el régimen nacional de comercio de emisiones pasó a un rango de precios de entre 55 y 65 € por tonelada de CO2 en 2026, lo que representa una carga estructural adicional.

El Banco Central Europeo se enfrenta a un dilema

Para el BCE, la crisis presenta un dilema clásico: combatir la inflación y apoyar la economía. Antes del estallido de la crisis iraní, el banco central se encontraba en una trayectoria cómoda: la inflación se encontraba por debajo del objetivo, los recortes de los tipos de interés podían continuar y la economía mostraba indicios iniciales de recuperación. Un shock en el precio de la energía, proveniente del lado de la oferta, altera fundamentalmente este cálculo. El aumento de los precios de la energía impulsa la inflación al alza, a la vez que frena el crecimiento económico. Una subida de los tipos de interés para combatir la inflación sofocaría una economía ya de por sí frágil. Un recorte de los tipos de interés para apoyar la economía podría desestabilizar las expectativas de inflación. Por lo tanto, es probable que el BCE espere a ver qué pasa, evaluando la duración de la crisis, antes de ajustar su estrategia de política monetaria.

El propio euro se vio sometido a una presión inmediata. El 2 de marzo, la moneda común cayó un 0,3 %, hasta los 1,1784 dólares, ya que los inversores descontaron la carga del precio de la energía en Europa y optaron por el dólar, considerado una moneda refugio. Esta depreciación incrementa aún más el coste de las importaciones de energía denominadas en dólares e intensifica la presión inflacionaria.

Alemania en el punto de mira: vulnerabilidad estructural a pesar de la diversificación

La situación de Alemania merece especial atención, ya que, a pesar de todos los esfuerzos de diversificación, el país sigue siendo estructuralmente vulnerable. Su dependencia del gas natural sigue siendo considerable: el gas no solo sirve como energía para calefacción para aproximadamente la mitad de los hogares, sino también como materia prima para la industria química y como combustible de reserva para la generación de electricidad durante períodos de baja producción eólica y solar. Si bien los precios mayoristas del gas han disminuido significativamente desde el pico de la crisis energética en 2022, siguen siendo aproximadamente el doble de altos que antes de la crisis.

El nivel de almacenamiento particularmente bajo en Alemania, cercano al 20%, representa un grave riesgo. Con niveles de almacenamiento bajos, el suministro diario de gas depende cada vez más de las importaciones, especialmente desde Noruega y a través de terminales de GNL. La capacidad máxima de importación dista mucho de ser suficiente para cubrir toda la demanda invernal. Si una parte significativa del volumen mundial de GNL se pierde o su precio aumenta drásticamente debido al bloqueo de Ormuz, Alemania se enfrentará al problema de cómo reabastecer sus instalaciones de almacenamiento para el próximo invierno.

Como aspecto positivo, Alemania ha ampliado significativamente su infraestructura de importación desde 2022. Las nuevas terminales de GNL en la costa del Mar del Norte ofrecen mayor flexibilidad. La conexión por gasoducto con Noruega funciona de forma fiable. Azerbaiyán se ha unido como proveedor adicional. Además, la creciente participación de las energías renovables en la generación de electricidad ha reducido estructuralmente la demanda de gas en el sector energético. En meses con alta producción eólica y solar, la demanda de gas para la generación de electricidad puede reducirse significativamente.

Sin embargo, la demanda industrial estructural de gas persiste, y su actual debilidad es menos una expresión de una transición energética exitosa que un síntoma de la crisis económica de tres años. Por lo tanto, la caída de los precios del gas en los últimos meses ha sido una señal de doble filo: alivió la presión sobre la economía, pero al mismo tiempo reflejó una base industrial en declive. Otra subida de precios aceleraría esta tendencia a la baja en la industria y desencadenaría decisiones de reubicación que probablemente no se reviertan.

La dimensión global: competencia por cantidades escasas

La crisis de Irán no tiene un impacto aislado en Europa, sino que está transformando la arquitectura energética global. Se espera que China, el mayor importador de energía del mundo, reduzca sus importaciones hasta en 2 millones de barriles diarios en comparación con los niveles de febrero, cuando el aumento actual de precios afecte las entregas en mayo y junio. Se espera que India, el segundo mayor importador asiático de crudo, aumente nuevamente sus compras de crudo ruso, a pesar de los compromisos previos con Estados Unidos de reducirlas. Para India, la seguridad del suministro prevalece sobre las obligaciones diplomáticas, especialmente porque el conflicto con Irán representa una amenaza inmediata para las cadenas de suministro del país.

En el mercado del GNL se está desarrollando un clásico juego de suma cero. Los volúmenes cataríes que normalmente fluyen hacia Asia ya no están disponibles. Los compradores asiáticos intentarán desviar el GNL estadounidense que anteriormente se destinaba a Europa. Los compradores asiáticos sensibles a los precios, como India, podrían reducir sus importaciones, y China también podría restringir las compras al contado o incluso revender los suministros contratados. Europa, a su vez, podría verse obligada a reducir las tasas de importación y ralentizar la reposición de almacenamiento. Esta competencia global impulsará los precios al alza hasta que la demanda se vea suficientemente alterada como para establecer un nuevo equilibrio.

La AIE había pronosticado un aumento del suministro mundial de GNL de más del 7 % para 2026, impulsado principalmente por nuevos proyectos en Norteamérica. Este suministro adicional es una señal positiva, ya que podría aliviar el mercado mundial y compensar parte del déficit de volúmenes en Ormuz. Sin embargo, este pronóstico optimista se basaba en el supuesto de mercados estables. Si las nuevas capacidades podrán aumentarse con la suficiente rapidez para mitigar el impacto inmediato sigue siendo una incógnita.

La próxima etapa del debate sobre la seguridad energética

La crisis actual revela que, si bien la estrategia europea de seguridad energética ha avanzado considerablemente desde 2022, aún presenta debilidades fundamentales. Diversificar el suministro de gas fuera de Rusia era una medida necesaria, pero insuficiente. La dependencia de las importaciones de GNL transportadas por rutas marítimas vulnerables simplemente ha sustituido un riesgo geopolítico por otro. La UE se comprometió a poner fin a todas las importaciones rusas de gas, petróleo y energía nuclear para finales de 2027, y los Estados miembros debían presentar planes nacionales de diversificación antes del 1 de marzo de 2026. Es posible que estos planes deban revisarse a fondo a la luz de la crisis de Ormuz.

Las opciones de acción a medio plazo en Europa pueden resumirse en cuatro ejes. En primer lugar, debe acelerarse la expansión de las energías renovables, ya que cada kilovatio-hora de electricidad eólica y solar sustituye a un kilovatio-hora de gas, reduciendo así la dependencia de las rutas de importación vulnerables. En segundo lugar, debe incrementarse drásticamente la eficiencia energética en edificios e industrias para reducir estructuralmente el consumo de gas. En tercer lugar, debe ampliarse la infraestructura de almacenamiento y endurecerse la normativa mínima para garantizar una mejor protección contra las perturbaciones del suministro. En cuarto lugar, se necesita una mayor coordinación internacional, en particular con Estados Unidos y los países consumidores asiáticos, para garantizar una distribución ordenada de los escasos volúmenes de gas en una crisis, en lugar de verse consumidos por guerras de ofertas desastrosas.

A corto plazo, la situación sigue siendo volátil y muy incierta. Los mercados financieros actualmente prevén un escenario de escalada moderada, con primas de riesgo aún relativamente bajas. Si la crisis se agrava o se prolonga, las consecuencias probables serían un aumento significativo de los precios de la energía, un repunte de la inflación y una grave recesión económica en Europa. Los próximos días y semanas mostrarán si la vía diplomática puede romper la espiral de escalada o si Europa debe prepararse para una segunda crisis energética en tan solo cuatro años. Una cosa ya está clara: la supuesta normalización de los mercados energéticos europeos, observada durante gran parte de 2025, ha demostrado ser una frágil ilusión. La vulnerabilidad geopolítica del suministro de gas sigue siendo el talón de Aquiles de una región industrial que, si bien se encamina hacia la neutralidad climática, seguirá dependiendo de combustibles fósiles fiables durante las próximas décadas.

Konrad Wolfenstein

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