¿Por qué el frío disparó el gas en Europa un 40%?

El gas TTF subió 38% en enero por el frío en Europa: reservas a la baja, tirón del GNL y volatilidad en EE UU con Henry Hub y vórtice polar.

Europa cerró enero con el gas natural convertido en termómetro financiero. El TTF, la referencia que marca el pulso del mercado europeo, pasó de 29,482 euros por megavatio hora (MWh) al terminar 2025 a 40,705 euros/MWh al cierre de enero: una subida del 38,07% en apenas un mes. No fue un susto abstracto ni un titular vacío: el encarecimiento se vio mientras el frío se extendía por el continente y el consumo para calefacción apretaba, con las reservas bajando más rápido de lo cómodo. Y, como ocurre en este mercado, el giro llegó sin pedir permiso: ya en la mañana del 2 de febrero de 2026 el TTF llegó a moverse cerca de 34,74–34,91 euros/MWh, una caída cercana al 13% frente a niveles previos, demostrando que el gas no solo sube y baja; también se sacude, se estira, se repliega, casi como una cuerda tensa.

El dato que explica el salto no es solo el frío “a secas”, sino la mezcla: tormentas atlánticas, entradas de aire polar, modelos meteorológicos que cambian de un día para otro y un mercado que reacciona con reflejos de animal de invierno. El precio venía de cotizar en torno a 26,55 euros/MWh el 11 de diciembre, niveles similares a los de abril de 2024, y en pocas semanas se plantó en cotas que recordaban a junio del año pasado. Ese recorrido, con curvas y baches, se entiende mejor si se mira el tablero completo: la meteorología como chispa, el almacenamiento europeo como gasolina, y el mercado de futuros como amplificador con el volumen demasiado alto.

El TTF y el frío: cuando el invierno entra por la pantalla

El TTF no es una simple cifra; es el punto de encuentro donde productores, comercializadoras, grandes consumidores e inversores se ponen de acuerdo —a veces a empujones— sobre cuánto vale el gas “aquí y ahora” y cuánto creen que valdrá mañana. En enero, el mercado se comportó como si cada nueva predicción de temperaturas fuese un parte de guerra: más frío implica más demanda de calefacción, más retirada de gas almacenado, más ansiedad por asegurar suministro, y el precio reacciona con un salto que se ve desde lejos. En ese contexto aparece el concepto que se repite en las mesas de energía: el “weather trade”, la operativa dominada por el tiempo, casi de manual cuando el invierno se pone serio.

Conviene aterrizar la unidad porque el gas se presta a confusión. Euros/MWh es energía, no potencia: no es lo mismo “cuánto tira” que “cuánto consume en un periodo”. En el lenguaje doméstico estamos acostumbrados al kWh; aquí hablamos de mil kWh juntos. Y ese cambio de escala importa, porque un movimiento de varios euros por MWh en el TTF se traslada, antes o después, a una parte del coste energético europeo: industria, generación eléctrica en ciclos combinados, contratos indexados, coberturas que se recalculan. No es automático ni lineal, pero existe, y en enero se notó en la conversación económica como un zumbido constante.

La volatilidad de principios de febrero —esa bajada rápida hacia 34,7–34,9 euros/MWh— no desmiente la subida de enero, la completa. El gas es un mercado que se alimenta de expectativas: si el pronóstico se suaviza o aparecen señales de llegada de cargamentos, el precio afloja con la misma rapidez con la que se tensó. Por eso el gráfico del TTF en estas semanas parece el electrocardiograma de un invierno inquieto: picos, descensos bruscos, recuperaciones, y una sensación de que nada queda fijado durante mucho tiempo.

Reservas europeas: el colchón se adelgaza y la tensión sube

En invierno, Europa vive del equilibrio entre lo que llega por tubería, lo que entra en forma de GNL (gas natural licuado) y lo que sale de los almacenamientos subterráneos. En enero, esa tercera pata —las reservas— pasó a primer plano porque el nivel cayó a una zona delicada para la época: alrededor del 44% de capacidad, el nivel invernal más bajo en estas fechas desde 2022, y por debajo de la media de aproximadamente una década, que ronda el 58%. Este punto es clave: no es que “no haya gas”; es que el margen para absorber sorpresas se estrecha, y cuando el margen se estrecha el mercado cobra por el miedo, aunque el miedo sea solo una posibilidad estadística.

Ese 44% no es un número aislado, es el resultado de dos cosas que se encadenan. Primero, entrar en la temporada fría con menos “músculo” del deseable en algunos países y, segundo, retiradas más rápidas por el frío sostenido. Si el consumo siguiera una trayectoria intensa, los cálculos que manejan varias casas apuntan a que los almacenamientos podrían acercarse al 30% o menos hacia marzo, obligando a un esfuerzo fuerte de reposición durante la primavera y el verano para volver a niveles próximos al 83% antes del siguiente invierno. Aquí aparece un dato que impresiona por su materialidad: harían falta del orden de 60.000 millones de metros cúbicos para restaurar reservas a ese nivel, una cantidad que ya no suena a “mercado”, suena a barcos, contratos, terminales, dinero y competencia global.

En esta historia, Alemania se ha convertido en un caso que todo el mundo mira porque su transformación energética, desde 2022, ha sido abrupta y estructural. En 2025 importó 1.031 TWh de gas (sumando tubería y GNL), más de un 16% que el año anterior, con Noruega como primer proveedor (alrededor del 44%), seguida por Países Bajos (24%) y Bélgica (21%). El GNL representó cerca del 10% del total importado y, dentro de ese GNL, el origen fue mayoritariamente Estados Unidos (en torno al 96%). A la vez, Alemania consumió 864 TWh, con la industria representando alrededor del 60%, y exportó unos 221 TWh a países vecinos como Austria, República Checa o Suiza. En términos de reservas, llegó a situarse por debajo de un tercio de su capacidad, por debajo del promedio de la UE, que se movía cerca del 41% en el mismo tramo. Son números que ayudan a entender por qué el mercado europeo, cuando se enfría el aire, se calienta por dentro.

El efecto “barco”: Europa y el GNL como salvavidas caro y variable

Hay una imagen que resume el cambio energético europeo: el gas llegando en barco. Desde que el gas ruso por tubería dejó de ser el pilar de siempre, Europa se apoya mucho más en el GNL, un suministro que depende de rutas marítimas, disponibilidad global, capacidad de regasificación y, sobre todo, de precio. El gas viaja hacia donde mejor le pagan. En días de frío duro, esa lógica se vuelve más cruda: si Europa necesita más gas y el mercado lo sabe, el precio sube para atraer cargamentos. Si Asia paga más, los barcos miran hacia el este. Y el resultado es que el precio europeo no se decide únicamente en el continente, también se decide a miles de kilómetros, en decisiones comerciales que parecen frías pero se sienten calientes.

En enero se vio un fenómeno típico: el mercado empezó a valorar el riesgo de terminar el invierno con reservas más bajas, y eso elevó el precio del TTF hasta rozar 42,6 euros/MWh en momentos puntuales, máximos de alrededor de diez meses. El debate dejó de ser “qué pasa hoy” y pasó a incluir “cómo se rellena mañana”. Esa transición es importante: cuando el mercado mira al verano, ya no está pagando solo el frío, está pagando la reposición. Es como si el invierno no acabara en marzo, sino que dejara una factura diferida en los meses templados.

También influyó la estructura de precios de los futuros. Si el mercado no ofrece un incentivo claro para comprar gas en verano y almacenarlo —porque los precios futuros no compensan el coste de inyección y almacenamiento—, la reposición se complica. Es un problema menos vistoso que un gran corte de suministro, pero más persistente. Y ahí aparece una paradoja que se ha repetido en Europa: reservas bajando con fuerza mientras parte de la curva de precios no “grita urgencia” tanto como se esperaría. Esa desalineación alimenta nervios, y los nervios, en gas, se pagan.

Estados Unidos: Henry Hub, el vórtice polar y el frío que también cotiza

La subida no fue un asunto europeo aislado. En Estados Unidos, el gas de referencia Henry Hub también vivió enero con tono alcista: subió algo más del 18% en el mes, desde 3,686 dólares por millón de unidades térmicas británicas (MMBtu) al cierre de 2025 hasta 4,354 dólares/MMBtu al final de enero. Y antes del cierre del mes se produjo un episodio todavía más agresivo: con la llegada de la tormenta Fern —que aterrizó en Estados Unidos el 23 de enero— el precio del gas llegó a experimentar subidas del 50% en las dos primeras sesiones de esa semana. Este tipo de movimientos se ven cuando el frío no solo sube la demanda, sino que amenaza la producción y la logística, porque el invierno estadounidense puede ser un golpe doble: más consumo y, al mismo tiempo, problemas operativos.

Aquí entra la explicación que dio el analista de IG Sergio Ávila, con una frase que se entiende sin necesidad de barniz académico: “un rally de frío, no de ciclo”. En su lectura, el repunte se debió a una irrupción de frío extremo ligada al vórtice polar y a una oscilación Ártica negativa, conceptos que, traducidos, describen una atmósfera que permite que el frío se descolgue hacia latitudes más bajas con más facilidad. Ávila añadía una idea esencial para separar ruido de tendencia: la producción de gas seguía alta y la exportación de GNL apenas había descendido, de modo que el movimiento del precio estaba dominado por expectativas de consumo —el mundo imaginado por los modelos meteorológicos— más que por un gran shock de oferta. En gas, esa diferencia decide si el susto dura una semana o si deja cicatriz.

La propia dinámica estadounidense tiene un efecto indirecto sobre Europa. Si el frío en Estados Unidos aprieta, suben precios internos, se tensiona el sistema y aparecen debates sobre cuánto gas se exporta como GNL y cuánto se queda. No hace falta que se corte la exportación para que el mercado europeo se ponga nervioso: basta con que se perciba que el Atlántico está más disputado, que el margen de envíos se estrecha, que hay más competencia por cargamentos. Y esa percepción, otra vez, cotiza.

Futuros y “dinámica especulativa”: cuando el mercado se sobreactúa

El gas es propenso a los extremos por su naturaleza: se almacena con límites, se transporta con restricciones, la demanda de calefacción es imprevisible por días, y el producto no tiene la misma elasticidad logística que otros. Por eso, cuando entran con fuerza los mercados de futuros, el movimiento puede parecer sobreactuado. El director de Investigación Económica y Next Generation de Julius Baer, Norbert Rücker, describió los picos de precios a ambos lados del Atlántico como “feroces”, provocados por el frío invernal y “probablemente sobrealimentados” por la dinámica especulativa en el mercado de futuros. Es una frase importante porque no niega el frío; señala el amplificador.

¿En qué consiste ese amplificador, dicho sin solemnidad? En que mucha gente compra y vende contratos que se liquidan por diferencia de precio, no por entrega física de gas. Si los modelos meteorológicos empeoran, se anticipa más demanda, se cierran posiciones bajistas, se abren posiciones alcistas, saltan órdenes automáticas, y el precio puede adelantarse a la realidad. Si, horas después, el modelo suaviza, el mercado deshace. Así se explica que después de un enero de subida cercana al 40% se vea un principio de febrero con caídas de dos dígitos en un solo día. No es incoherencia, es la manera en que el gas respira.

En ese mismo hilo, Rücker recordaba que el gas es más sensible que otros mercados a los riesgos climáticos y a los cambios de sentimiento. Y añadía un matiz estadounidense: el almacenamiento en Estados Unidos era lo suficientemente amplio como para absorber un aumento repentino de la demanda ligado a la ola de frío. Es decir, hay colchón, pero el mercado reacciona antes de medirlo con calma. Por su parte, la responsable de materias primas de Vontobel AM, Kerstin Hottner, apuntaba que el Henry Hub estuvo condicionado por las previsiones meteorológicas. En realidad, es lo mismo dicho con otra música: el tiempo manda, y los contratos hacen de altavoz.

Del gas al sistema: electricidad, industria y el pulso europeo

Cuando sube el gas, sube el coste marginal de una parte relevante de la generación eléctrica, especialmente en momentos en que los ciclos combinados entran a cubrir demanda o a compensar falta de viento o sol. Esa relación no se traduce igual en todos los países ni en todas las horas, pero en Europa sigue siendo determinante en muchos tramos del día. Enero, con el gas escalando, devolvió al debate una realidad incómoda: el gas sigue siendo, en buena medida, el “precio que manda” cuando las renovables no bastan y la demanda aprieta. No hace falta dramatizar con apagones para entenderlo; basta con mirar cómo la cadena de costes se tensa.

En la industria el impacto es aún más directo porque el gas no es solo energía: a veces es materia prima o parte central del proceso. Sectores como fertilizantes, química, cerámica, vidrio, papel o metalurgia viven con el gas como insumo crítico. Un salto de precios de enero como el del TTF, desde los 29 euros a más de 40, cambia márgenes, obliga a recalcular coberturas y puede afectar decisiones de producción, aunque sea temporalmente. Es un impacto menos visible que el de la factura doméstica, pero más estratégico.

España tiene una posición singular dentro de la UE por su amplia infraestructura de regasificación y por una exposición distinta al gas ruso por tubería, pero esa singularidad no la convierte en isla. El precio europeo influye, la competencia por GNL también, y el mercado eléctrico continental está interconectado. La diferencia es de matiz y de canales, no de inmunidad. Por eso, cuando el TTF se dispara, la conversación económica en España lo nota, aunque la traducción al recibo no sea inmediata ni idéntica en todas las modalidades contractuales.

Y luego está el factor psicológico, que también es economía aunque suene a sociología: el gas es un mercado que viene con memoria. Europa aprendió a golpes en 2022 lo que significa una crisis de suministro y precios desbocados. Esa memoria hace que, cuando las reservas bajan a niveles comparables de “sensación” —aunque el contexto sea distinto—, el mercado reaccione con mayor sensibilidad. No es pánico, es un sistema nervioso que ya ha pasado por una fiebre alta y teme recaídas.

Febrero abre otra fase: menos frío, la misma inquietud de fondo

El inicio de febrero, con el TTF reculando hacia 34–35 euros/MWh, introduce un nuevo capítulo: el de la corrección. Si el frío afloja y las previsiones meteorológicas se suavizan, la demanda de calefacción baja, la retirada de reservas se modera, y el precio puede respirar. Eso explica el giro rápido tras un enero de fuerte subida. Pero el mercado no vuelve al punto de partida como si nada hubiera ocurrido, porque queda la cuestión de las reservas, queda el cálculo de cómo termina el invierno, queda el calendario de reposición.

El factor decisivo es que el gas no solo se mueve por lo que pasa hoy, sino por lo que se anticipa para el próximo invierno. Si Europa termina marzo con almacenamientos cerca del 30%, el verano se convierte en una carrera de inyección. Si el mercado no incentiva esa inyección con una curva de precios favorable, la presión reaparece. Si a eso se suma una competencia global fuerte por GNL —Asia reactivando demanda, nuevos equilibrios geopolíticos, mantenimiento de infraestructuras—, la “tranquilidad” puede ser frágil.

En el plano europeo, además, está la hoja de ruta política que pesa como un telón: la intención de seguir reduciendo la dependencia de gas ruso y la planificación de seguridad energética a medio plazo. Ese marco hace que cada invierno sea una prueba, y cada primavera una preparación. Por eso enero no se queda en una anécdota meteorológica; funciona como recordatorio de que la energía europea sigue viviendo con el clima como variable decisiva y con el GNL como pieza central, cara y disputada.

Un invierno que enseña los dientes sin morder del todo

Enero de 2026 deja una idea clara, casi incómoda por lo sencilla: el mercado del gas puede ponerse agresivo sin que haga falta una catástrofe. Bastan temperaturas más frías de lo previsto, reservas que bajan hacia zonas de menor confort, y un mercado de futuros que amplifica los movimientos. El resultado fue un TTF cerrando enero en 40,705 euros/MWh tras arrancar el año en torno a 29,482, mientras Estados Unidos vivía su propia sacudida con el Henry Hub en 4,354 dólares/MMBtu y episodios de subida vertiginosa en torno a la tormenta Fern. En medio, nombres propios que ayudan a leer el guion: Sergio Ávila describiendo el “rally de frío”, Norbert Rücker apuntando a la sobreactuación de los futuros, Kerstin Hottner recordando que el pronóstico meteorológico fue el volante.

Si el arranque de febrero se confirma con precios más bajos, el mercado habrá hecho lo que hace siempre: correr antes de tiempo, frenar cuando cambia el parte, y dejar una pregunta práctica flotando sin dramatismo: con qué nivel se termina el invierno y cuánto costará llenar el depósito europeo para el siguiente. No es literatura; es energía, y la energía, en Europa, sigue siendo un asunto de números fríos que se vuelven calientes en la pantalla.