Ormuz: la geografía manda sobre los mercados
El estrecho de Ormuz separa la península arábiga de la costa iraní y conecta el golfo Pérsico con el mar de Omán y, de ahí, con los océanos Índico y Atlántico. Su importancia estratégica no es nueva: durante la Guerra Fría, tanto Estados Unidos como la Unión Soviética cartografiaron con detalle sus fondos marinos y sus corrientes porque sabían que quien controlara ese paso controlaba una parte sustancial del suministro energético occidental. Hoy, con la arquitectura de la Guerra Fría desmantelada pero la competencia entre potencias intacta, el estrecho sigue siendo el punto de paso más crítico del planeta para la energía fósil.
Por Ormuz circula, según datos de la AIE correspondientes a 2023, alrededor del 20% del GNL comercializado globalmente y aproximadamente el 21% del petróleo que se consume en el mundo. Los principales exportadores que dependen de este paso son Qatar —primer exportador mundial de GNL—, los Emiratos Árabes Unidos, Kuwait y Arabia Saudí. Irán, precisamente, es el Estado ribereño con mayor capacidad de interrupción: controla la orilla norte del estrecho y dispone de una doctrina militar —la llamada 'guerra asimétrica en el Golfo'— que incluye el minado de aguas, el hostigamiento a buques cisterna y el empleo de lanchas rápidas. La amenaza no es teórica: Teherán la ejecutó parcialmente durante la 'guerra de los petroleros' entre 1984 y 1988.
El antecedente de los años ochenta y lo que cambió desde entonces
La guerra de los petroleros, librada en el contexto del conflicto Irán-Irak, es el precedente histórico más directo. Entre 1984 y 1988, Irán e Irak atacaron sistemáticamente buques mercantes en el Golfo Pérsico, con el objetivo de asfixiar la financiación rival. El resultado fue un encarecimiento brusco del seguro marítimo, la rebanderización de decenas de petroleros bajo pabellón estadounidense y, finalmente, la intervención directa de la Armada de Estados Unidos para escoltar convoyes. El precio del crudo, que en 1986 había caído a mínimos históricos por la sobreoferta de la OPEP, no se disparó de forma sostenida gracias a ese paraguas militar, pero la prima de riesgo geopolítico se instaló en los mercados durante años.
Lo que ha cambiado desde entonces es la escala del GNL. En los años ochenta, el gas licuado era un mercado marginal, casi testimonial. Hoy, tras décadas de inversión en plantas de licuefacción en Qatar, Australia y Estados Unidos, el GNL es el vector de transición energética que la Unión Europea se dio a sí misma tras la invasión rusa de Ucrania en 2022. Según Eurostat, la UE redujo su dependencia del gas ruso del 45% previo a la guerra al entorno del 15% en 2023, sustituyendo esos volúmenes fundamentalmente con GNL procedente de Estados Unidos, Qatar y Noruega. Una interrupción en Ormuz afectaría directamente a esa cadena de sustitución.
Los tres escenarios que baraja el mercado
Los analistas de energía y los operadores de futuros trabajan con tres hipótesis diferenciadas según la intensidad y duración del conflicto. El primer escenario, el más contenido, es el de una crisis de corta duración con hostigamiento naval limitado: los buques cisterna desvían rutas, el seguro marítimo sube, pero el flujo no se interrumpe de forma severa. En este caso, el impacto sobre el precio del GNL sería un sobreprecio transitorio absorbible por los contratos a largo plazo que dominan el mercado europeo.
El segundo escenario implica un cierre parcial o intermitente del estrecho, mediante minado o bloqueo de facto durante semanas. Aquí el mercado spot de GNL —que desde 2022 ha ganado peso relativo en Europa— sufriría una volatilidad extrema. Los países con mayor dependencia del mercado spot, entre ellos algunos del sur de Europa, serían los más expuestos. España tiene la ventaja de contar con seis terminales de regasificación, la mayor capacidad instalada de la UE según Red Eléctrica de España (REE), lo que le otorga flexibilidad para diversificar orígenes, pero no la inmuniza frente a un shock de oferta global.
El tercer escenario, el más severo, es un cierre prolongado del estrecho combinado con sanciones o represalias que afecten a las exportaciones de GNL de Qatar. Doha suministra aproximadamente el 15% del GNL que importa la UE, según datos de la Comisión Europea de 2023. Un escenario de este tipo pondría a prueba los almacenes subterráneos de gas europeos —que la normativa comunitaria obliga a llenar al 90% antes del 1 de noviembre de cada año, según el Reglamento (UE) 2022/1032— y activaría los planes de emergencia nacionales.
La posición de España: capacidad de regasificación frente a dependencia del spot
España ocupa una posición singular en este tablero. Con seis plantas de regasificación operativas —Barcelona, Huelva, Cartagena, Sagunto, Mugardos y El Ferrol—, tiene la mayor capacidad instalada de regasificación de Europa, según datos de Gas Infrastructure Europe (GIE). Esta infraestructura, construida en su mayor parte antes de que el GNL adquiriera peso geopolítico, se convirtió en un activo estratégico inesperado cuando Rusia cortó el suministro a varios países del norte y el este del continente.
Sin embargo, la capacidad de regasificación no equivale automáticamente a seguridad de suministro. España importa GNL de al menos ocho orígenes distintos, lo que diversifica el riesgo, pero en contextos de tensión global todos los precios convergen al alza. El precio del gas en el mercado mayorista español (MIBGAS) sigue indexado parcialmente a los mercados TTF europeos y a los contratos spot internacionales. Cuando el TTF se disparó en agosto de 2022 hasta superar los 340 euros por megavatio hora —un máximo histórico, frente a los 20-25 euros por MWh que era la media del periodo 2015-2019, según la Agencia Internacional de la Energía—, los hogares y las industrias españolas acusaron el golpe a pesar de las medidas de intervención del Gobierno.
El marco normativo europeo y la respuesta institucional prevista
La UE cuenta desde 2022 con el Reglamento de Seguridad del Suministro de Gas (Reglamento 2017/1938, reformado en 2022 bajo el paraguas del paquete REPowerEU) que establece tres niveles de alerta —alerta temprana, alerta y emergencia— y obliga a los Estados miembros a activar planes de contingencia nacionales de forma coordinada. En caso de emergencia declarada por la Comisión, se activan mecanismos de solidaridad entre Estados, que incluyen la cesión obligatoria de gas almacenado a países en situación crítica.
España notificó a Bruselas en 2022 su Plan de Emergencia de Gas, que contempla la reducción del consumo industrial antes de afectar al doméstico, siguiendo la jerarquía de clientes protegidos establecida por el reglamento europeo. Los clientes protegidos —hogares, servicios esenciales y determinadas instalaciones de calefacción de distrito— tienen prioridad garantizada incluso en una emergencia de nivel máximo. Lo que el plan no puede controlar es el precio, que en un escenario de shock global seguiría las leyes del mercado salvo intervención política adicional.
Qué sucede a continuación: plazos e hitos para el otoño de 2025
Los próximos meses serán determinantes. El calendario energético europeo tiene una fecha clave: el 1 de noviembre, fecha límite para que los almacenamientos de gas de la UE alcancen el 90% de su capacidad, según el reglamento comunitario vigente. Si el conflicto iraní se prolonga o escala durante el verano, los operadores competirán por los cargamentos de GNL disponibles en un mercado con oferta restringida, lo que encarecerá el llenado de depósitos justo antes del invierno.
La Comisión Europea ya tiene sobre la mesa la negociación de nuevos contratos de largo plazo con proveedores alternativos, incluidos Estados Unidos —donde la administración Trump ha relanzado los permisos de exportación de GNL suspendidos por Biden— y potencialmente Azerbaijan, cuya capacidad de suministro adicional es limitada pero no despreciable. Qatar, por su parte, ha enviado señales de querer mantener sus compromisos contractuales con Europa, consciente de que la estabilidad de la demanda europea es parte de su estrategia de diversificación frente a los compradores asiáticos, según declaraciones públicas del ministro de Energía catarí recogidas por la agencia Reuters.
Para España, el horizonte pasa también por una discusión interna que el Gobierno lleva meses aplazando: la revisión de la capacidad de interconexión gasista con Francia. El gasoducto MidCat —que hubiera permitido exportar gas desde las terminales españolas hacia el centro de Europa— fue descartado en 2019 y no ha sido formalmente reactivado, aunque la crisis ucraniana volvió a ponerlo sobre la mesa. Sin esa interconexión, España puede actuar como receptor de GNL pero tiene dificultades para convertirse en distribuidor continental, lo que limita su influencia política en las negociaciones europeas de emergencia. La resolución del conflicto iraní y sus consecuencias sobre los precios del GNL podrían ser el argumento definitivo para retomar ese debate en el próximo Consejo Europeo de Energía.
