¿Cuándo tocará techo el gas y cómo afectará a las facturas en España?

El gas europeo ha vuelto a una zona incómoda. Este 17 de agosto de 2026, el TTF —la gran referencia continental— se mueve alrededor de 62 euros por megavatio hora, mientras que en España MIBGAS fija para la jornada un precio de 63,46 €/MWh. La subida existe, es relevante y llega en un momento delicado, con Europa tratando de rellenar sus almacenes antes del frío. Pero conviene separar el termómetro de la fiebre: no hay por ahora una señal clara de que el gas tenga que seguir escalando durante semanas hasta alcanzar un gran pico en otoño.

De hecho, los contratos que se negocian para los próximos meses cuentan una historia bastante menos lineal. En el mercado ibérico, septiembre cotiza alrededor de 60,43 €/MWh, octubre en 59,75, noviembre en 59,95 y el producto para el invierno de 2026 ronda los 58,28 €/MWh. Es decir, el mercado teme nuevos sobresaltos, sí, pero a los precios actuales no apuesta por una escalada automática conforme se acerque el invierno. La factura doméstica tampoco recoge estas oscilaciones de un día para otro: los hogares con tarifa regulada tienen su próxima gran fecha en el calendario el 1 de octubre, mientras que en el mercado libre dependerá del contrato firmado con cada compañía.

El gas vuelve a los 60 euros y Europa mira hacia Oriente Medio

La referencia europea ha ganado algo más de un 5% durante el último mes y prácticamente duplica el nivel de hace un año. No estamos en el planeta desconocido de 2022, cuando las cotizaciones superaron los 300 €/MWh, pero tampoco en aquel gas relativamente barato que durante años parecía una pieza tranquila del paisaje energético. Ahora cualquier barco, ataque, avería o comunicado diplomático puede mover la pantalla de precios con bastante alegría.

El problema inmediato está lejos de las cocinas españolas. El estrecho de Ormuz continúa sometido a fuertes restricciones por la guerra entre Estados Unidos e Irán y las tensiones regionales, afectando a una ruta esencial para el transporte mundial de gas natural licuado (GNL). Europa necesita precisamente ese GNL para sustituir buena parte del gas ruso que durante décadas llegaba por tubería. El continente diversificó proveedores y construyó infraestructura; ganó seguridad física, pero compró a cambio una mayor exposición al mercado mundial. El gas llega de más sitios, aunque su precio escucha ahora lo que ocurre desde Texas hasta Catar.

A ello se ha sumado un verano incómodo. Las olas de calor han aumentado el consumo eléctrico para refrigeración y, al mismo tiempo, han reducido puntualmente la generación nuclear francesa y otras fuentes. Cuando falta producción barata hay que recurrir más a los ciclos combinados, que queman gas. Europa se encuentra entonces ante una pequeña paradoja bastante poco elegante: necesita guardar combustible para enero, pero también lo está quemando en agosto para sobrevivir al aire acondicionado.

¿Llegará el gran pico dentro de unas semanas?

Puede ocurrir. No es, sin embargo, lo que está diciendo actualmente la curva de precios.

Los futuros no son una bola de cristal —menos mal, porque últimamente la bola tendría bastante trabajo—, pero sí muestran cuánto está dispuesto a pagar el mercado por recibir gas en fechas posteriores. Y ahora mismo septiembre, octubre y el conjunto del invierno cotizan por debajo del precio diario español del 17 de agosto. El contrato del cuarto trimestre ronda 60,05 €/MWh y el invierno, 58,28.

Eso desmonta la idea sencilla de que agosto será caro, septiembre más caro y octubre todavía peor. Los mercados energéticos rara vez se comportan como una escalera. Funcionan más bien como un ascensor antiguo: suben dos plantas, bajan una, se quedan atrapados y de pronto alguien pulsa todos los botones.

Ormuz puede cambiar el dibujo en cuestión de horas

La principal amenaza es geopolítica. Un empeoramiento de la guerra, nuevas dificultades para transportar GNL por el Golfo o daños importantes en instalaciones productoras podrían elevar de nuevo la prima de riesgo. El máximo reciente del TTF estuvo alrededor de 63 €/MWh a finales de julio, una zona que el mercado ha vuelto a rozar durante agosto.

También existe el movimiento contrario. Una reapertura creíble y sostenida del estrecho, acompañada por una normalización de los flujos de GNL, eliminaría una parte importante de esa prima. No bastaría un titular diplomático de una tarde: las navieras necesitan seguridad real antes de volver a atravesar una zona conflictiva con cargamentos valorados en decenas de millones.

Por eso hablar de un día concreto para el máximo del gas sería vender precisión donde solo hay escenarios. El mercado actual no señala un pico inevitable dentro de tres, cuatro o seis semanas. Señala algo distinto: precios elevados, una enorme sensibilidad a Oriente Medio y poca tolerancia a nuevos problemas.

Europa está llenando los depósitos, pero llega con poco colchón

Aquí está el segundo motivo de inquietud. Los almacenamientos subterráneos de la Unión Europea estaban el 16 de agosto al 60,78%, con unos 687 TWh de gas almacenados. La situación ha mejorado durante agosto, pero Europa partía desde niveles excepcionalmente bajos después del invierno y necesita seguir inyectando gas antes de que empiece la temporada fuerte de calefacción.

A comienzos de agosto los inventarios estaban todavía por debajo del 58%, el peor nivel para ese momento del año en la serie histórica utilizada por Gas Infrastructure Europe. La preocupación no significa que Europa esté a punto de quedarse sin gas. Significa que dispone de menos margen para absorber un invierno muy frío o una nueva interrupción prolongada de suministro sin pagar precios mucho más altos.

Y el mercado sabe hacer esa cuenta. Un depósito lleno funciona como una despensa después de hacer la compra: quizá los precios del supermercado suban, pero uno puede esperar. Una despensa medio vacía obliga a salir a comprar precisamente cuando todos los vecinos buscan lo mismo. En el gas europeo sucede algo parecido, solo que la compra son cargamentos de GNL y los competidores están también en China, Japón, Corea del Sur y otros grandes consumidores asiáticos.

La dependencia del gas natural licuado ha convertido esa competencia internacional en una variable mucho más importante. Europa ha demostrado desde 2022 que puede sustituir enormes cantidades de gas ruso, pero hacerlo no significa conseguir siempre el combustible barato. Son dos discusiones diferentes, aunque durante algún tiempo se mezclaron con bastante entusiasmo político.

Cuándo se notará realmente en la factura del gas

Una parte del golpe ya llegó. La Tarifa de Último Recurso (TUR) para pequeños consumidores subió desde el 1 de julio una media del 21,5% frente al trimestre anterior. Ahora bien, atribuir ese 21,5% únicamente al encarecimiento del mercado sería engañoso: en julio coincidieron el aumento del coste de la materia prima y el regreso del IVA del 10% al 21% tras terminar la rebaja fiscal temporal aprobada durante la crisis de Oriente Medio.

Para un consumidor medio, la subida calculada entonces fue del 19,2% en TUR1, del 20,8% en TUR2 y del 22% en TUR3. El BOE fijó desde julio términos variables sin impuestos de 4,329798 céntimos/kWh para TUR1, 4,119908 para TUR2 y 3,775844 para TUR3.

Aquí importa el calendario. La TUR no cambia cada mañana cuando el TTF se levanta de mal humor. Su término variable se revisa trimestralmente, el 1 de enero, abril, julio y octubre, cuando el coste de la materia prima utilizado en la fórmula varía más de un 2%, además de los ajustes correspondientes de peajes y cánones.

Por eso la próxima fecha que merece atención es el 1 de octubre de 2026. Si las referencias energéticas empleadas para calcular la tarifa continúan altas durante el periodo considerado, habrá presión alcista. Si el conflicto se relaja y los precios retroceden, el resultado puede ser bastante más moderado. Y conviene recordar otro detalle: la TUR se calcula mediante una metodología regulada; el precio MIBGAS de una sola jornada no se traslada céntimo por céntimo a la factura de octubre.

Para quienes tengan una tarifa del mercado libre, el mecanismo es otro. Un contrato con precio fijo puede aislar temporalmente al hogar de estos movimientos hasta su renovación. Uno indexado o revisable puede recogerlos antes. Dos vecinos con idéntica caldera pueden, por tanto, experimentar el mismo mercado internacional de maneras muy diferentes.

La electricidad puede sentir el gas mucho antes

Hay una vía más rápida para que la subida llegue al bolsillo: el precio de la luz.

España produce enormes cantidades de electricidad con solar y eólica, pero cuando esas tecnologías, la nuclear, la hidráulica y el resto de generación barata no son suficientes para satisfacer la demanda, entran centrales de ciclo combinado que queman gas. En el mercado marginalista, el precio de la última tecnología necesaria para cubrir la demanda puede marcar el precio de esa hora para el conjunto de la energía casada.

Ahí el impacto puede ser casi inmediato. Un gas caro eleva el coste de producir electricidad en los ciclos combinados y aumenta el precio que necesitan ofertar para resultar rentables. Si una tarde de poco viento, mucho calor y elevada demanda esos ciclos son necesarios, la cotización gasista puede terminar reflejada en el mercado eléctrico mucho antes de que llegue una revisión trimestral de la TUR.

No significa que gas caro equivalga siempre a luz cara. Con abundante generación solar, eólica, hidráulica o nuclear, los ciclos pueden entrar poco o incluso quedar fuera durante determinadas horas. Esa es precisamente una de las ventajas económicas de aumentar las renovables: no solo reducen emisiones y dependencia exterior, también disminuyen las horas en las que una materia prima importada puede decidir el precio eléctrico. En 2026, el aumento de la producción renovable europea ha permitido reducir la utilización de gas y carbón para generar electricidad a niveles de varios años.

Un otoño que dependerá más de los barcos que del calendario

La situación del gas es seria, pero no apunta todavía a una repetición de 2022. Los precios actuales rondan una quinta parte de aquellos máximos superiores a 300 €/MWh y Europa dispone ahora de más terminales de GNL, más interconexiones, menor consumo estructural de gas y mucha más generación renovable. La vulnerabilidad existe, aunque el sistema es distinto.

Lo incómodo está en otra parte. Europa entra en la recta final del verano con los depósitos bastante menos holgados que en años recientes y con una arteria fundamental del comercio mundial de GNL bajo tensión. Ese cóctel mantiene el gas alrededor de los 60 €/MWh aunque todavía no haga frío.

Para España, el escenario inmediato tampoco es un salto continuo de la factura cada semana. La subida regulada de julio ya se ha producido; el siguiente examen llegará con la revisión del 1 de octubre. Antes de eso, el gas caro puede dejar huella en algunas horas del mercado eléctrico y, por supuesto, en contratos libres que deban renovarse.

El dato que ofrece cierta calma está precisamente en los futuros: el mercado español paga más por el gas inmediato que por septiembre, octubre o el conjunto del invierno. No promete tranquilidad —los mercados no prometen nada—, pero sí contradice la idea de un pico inevitable esperando a la vuelta de la esquina. La verdadera frontera está en Ormuz, los almacenamientos europeos y el tiempo del próximo invierno. Si esas tres piezas se tuercen a la vez, los 60 euros actuales podrían parecer baratos. Si alguna se normaliza, la subida de agosto puede acabar siendo más meseta que montaña.