La reciente escalada del conflicto entre Irán e Israel está generando un cambio estructural en los mercados energéticos globales, y sus efectos van más allá de la volatilidad a corto plazo. Según el análisis de la consultora suiza Pexapark, los ataques sobre infraestructuras críticas de gas natural licuado (GNL) ha amplificado el impacto, que inicialmente se centraba en disrupciones logísticas temporales y podría suponer ahora riesgos de suministro a medio plazo. Este cambio ha reportado consecuencias directas en los mercados eléctricos, los contratos PPA y la economía del almacenamiento en baterías (BESS).
De la volatilidad a corto plazo al riesgo estructural de oferta
En una primera fase, el mercado reaccionó principalmente a las interrupciones en el tránsito de gas a través del estrecho de Ormuz, lo que afectó a los precios spot y a los contratos a corto plazo. Sin embargo, los ataques reportados sobre el complejo industrial de Ras Laffan, en Qatar —responsable de entre el 70% y el 75% de la capacidad exportadora de GNL del país y cerca del 15%-20% del suministro global— introducen un riesgo significativamente más profundo.
Aunque los daños han sido parciales, se estima que la recuperación completa de la capacidad de licuefacción afectada podría tardar entre tres y cinco años. Este horizonte implica una potencial retirada de oferta en el medio plazo y obliga a revisar las previsiones previas de un mercado global de GNL con exceso de oferta a finales de la década. Para Europa, altamente dependiente del GNL, este escenario se traduce en un endurecimiento de los fundamentales del mercado energético.
Impacto en la curva de futuros y precios eléctricos
Este cambio estructural ya se refleja en la curva de futuros del gas. Inicialmente, el incremento de precios se concentró en los contratos de corto plazo (2026-2027), pero progresivamente se ha extendido hacia horizontes más lejanos, como los contratos CAL28 y CAL29, con ajustes adicionales —aunque más moderados— en tramos posteriores.
Dado que el gas es la tecnología marginal en muchos mercados eléctricos europeos, este encarecimiento se traslada directamente a los precios de electricidad. En Alemania, por ejemplo, la generación con gas ha fijado históricamente el precio del mercado entre el 45% y el 55% del tiempo, lo que explica la sensibilidad de los futuros eléctricos a las variaciones en el precio del gas. Este efecto es menos acusado en mercados como España, donde el gas ha influido en el precio de la electricidad en España en solo el 15% de las horas en lo que va de año.
Repercusiones para los PPA y el almacenamiento en baterías
La extensión de la presión alcista sobre los precios tiene consecuencias directas para la valoración de los acuerdos de compra de energía (PPA). Un entorno de precios estructuralmente más altos puede mejorar la competitividad relativa de los PPA renovables, al ofrecer precios estables frente a mercados volátiles. Sin embargo, también introduce mayor incertidumbre en la fijación de precios a largo plazo, especialmente en contextos donde el gas sigue marcando el precio marginal.
En paralelo, el nuevo entorno de precios refuerza el atractivo económico de los sistemas de almacenamiento en baterías (BESS). La mayor volatilidad y los spreads entre horas punta y valle incrementan las oportunidades de arbitraje, lo que mejora los ingresos potenciales de estos activos. No obstante, la evolución de los modelos de negocio también dependerá de factores regulatorios y de acceso a red, así como de mecanismos contractuales emergentes como los acuerdos de conexión flexible (FCA), que están redefiniendo la asignación de riesgos en mercados como el alemán.
Pexapark ha recogido varios PPAs de almacenamiento celebrados en Europa en este mes de marzo: uno de ellos lo ha cerrado Matrix con EDF por 500 MW / 1000 MWh, y tiene una duración de dos años. Otro, por 15 MW / 30 MWh tiene una duración de dos años y lo ha firmado en Países Bajos Energy Solutions Group con Espired / Flexcity. En Alemania, Münch Energie y Suena han firmado dos acuerdosde dos años de duración cada uno, uno por49,5 MW / 99 MWh, y otro de 99 MW / 198 MWh.
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