Las reservas de gas de la Unión Europea se sitúan en torno al 61 % de su capacidad, el nivel más bajo para estas fechas de los últimos años y por debajo del de 2021. En los últimos días, los precios del gas han subido y, el 18 de agosto, los futuros del gas TTF alcanzaron su valor más alto desde inicios de 2023. Restituir los inventarios ya presiona los precios en verano, mientras que el nivel de reservas en octubre condicionará el riesgo para el próximo invierno
Dos fechas que ordenan el año del gas europeo
Hay dos momentos clave en el calendario del mercado del gas europeo. El primero llega al terminar el invierno, a finales de marzo, cuando el nivel de las reservas determina cuánto gas será necesario inyectar durante el verano. El segundo llega a principios de octubre, cuando los almacenamientos muestran el volumen disponible para afrontar los meses de invierno con mayor consumo.
Este año, ambas referencias adquieren una importancia especial. Según los datos de Gas Infrastructure Europe, el 1 de abril de 2026 los almacenamientos europeos se encontraban al 28 % de su capacidad, el nivel más bajo de los últimos cuatro años. Este punto de partida obligaba a afrontar una campaña de llenado especialmente exigente en un mercado ya tensionado por el lado de la oferta.
Un llenado más lento de lo necesario
Cuatro meses y medio después, las reservas de gas se sitúan alrededor del 61 %, aproximadamente un 20 % por debajo de la media de los últimos siete años para estas fechas.
El ritmo reciente permite dimensionar el reto. Entre principios y mediados de agosto, los almacenamientos avanzaron una media de 0,27 puntos porcentuales diarios. Si este ritmo se mantuviera, llegarían al 1 de octubre en torno al 73 %. Europa tendría que continuar las inyecciones durante el otoño para seguir reconstruyendo las reservas, coincidiendo ya con el aumento progresivo de la demanda asociado a la calefacción.
Cerrar la brecha con los niveles de los últimos años exige mantener un ritmo elevado de inyección y asegurar suficientes volúmenes de gas para Europa, especialmente de gas natural licuado. Atraer esos suministros en un mercado global competitivo tiene un coste, y la necesidad de seguir llenando los almacenamientos añade presión a la demanda europea durante el verano.
Una señal de precios poco favorable para almacenar
Esta necesidad de llenar los almacenamientos coincide con una subida de los precios del gas en los últimos días. El 18 de agosto, los futuros del gas TTF para el Front‑Month en el mercado ICE alcanzaron los 63,65 €/MWh, el nivel más alto desde finales de enero de 2023.
Al mismo tiempo, la curva de futuros no ofrece actualmente una prima invernal clara respecto a los meses más próximos. Algunos contratos para los meses de invierno cotizan en niveles similares o incluso inferiores. Esta estructura reduce el incentivo económico habitual para comprar gas durante el período de llenado, almacenarlo y venderlo posteriormente a un precio superior.
Cuando la diferencia entre los precios actuales y los del invierno no compensa suficientemente los costes asociados al almacenamiento, esta operación pierde atractivo desde el punto de vista comercial. Sin embargo, Europa sigue necesitando rellenar sus reservas antes de la temporada de invierno. Esta combinación obliga a mantener la demanda de gas para inyección incluso con una señal de precios poco favorable y contribuye a aumentar la presión sobre el mercado durante el verano.
Ormuz, el gas ruso y una oferta más estrecha
La geopolítica constituye otro importante foco de presión. El conflicto entre Estados Unidos, Israel e Irán ha reducido drásticamente el tráfico por el estrecho de Ormuz y ha afectado al suministro mundial de GNL, especialmente al procedente de Catar. La incertidumbre sobre la normalización del tráfico marítimo mantiene una elevada prima de riesgo en los mercados de energía.
En paralelo, la eliminación progresiva de las importaciones europeas de gas ruso reduce las alternativas de suministro que todavía permanecían disponibles. A ello se añaden los trabajos de mantenimiento en instalaciones noruegas durante agosto, que reducen temporalmente los flujos procedentes del principal proveedor de gas por gasoducto de Europa.
La combinación de estas circunstancias resulta especialmente relevante durante la campaña de llenado. Europa necesita atraer suficiente gas para cubrir el consumo corriente y, al mismo tiempo, continuar incrementando unos inventarios que partieron de niveles excepcionalmente bajos al terminar el invierno.
Los objetivos europeos de llenado y su flexibilidad
El marco regulatorio europeo mantiene un objetivo de llenado del 90 %, pero, desde la reforma del Reglamento de almacenamiento de gas, en vigor desde septiembre de 2025, este nivel puede alcanzarse en cualquier momento entre el 1 de octubre y el 1 de diciembre. La normativa permite además una desviación de hasta diez puntos porcentuales cuando existan condiciones difíciles para el llenado, ampliable en cinco puntos adicionales por la Comisión Europea si estas condiciones persisten. El reglamento estará vigente hasta finales de 2027.
Esta flexibilidad busca evitar que la obligación de alcanzar un determinado nivel de reservas concentre las compras y empuje los precios al alza durante el verano. Ante las condiciones actuales, la Comisión Europea considera que un nivel del 80 % sería suficiente para garantizar el suministro durante el invierno y técnicamente alcanzable. Esta mayor flexibilidad puede aliviar la presión compradora durante el verano, aunque implica afrontar el invierno con un menor margen de seguridad en los almacenamientos.
Por qué 2026 no es 2021
La comparación con 2021 es pertinente, aunque las condiciones actuales son diferentes. Europa afrontó aquel invierno con reservas reducidas y una dependencia mucho mayor del gas ruso por gasoducto. Esa vulnerabilidad contribuyó a tensionar el mercado antes de que la invasión de Ucrania agravara de forma extraordinaria la crisis energética.
Cinco años después, existen diferencias relevantes. Europa dispone de una mayor capacidad de regasificación, el consumo de gas se mantiene por debajo de los niveles previos a la crisis y la dependencia del suministro ruso se ha reducido considerablemente. Además, la entrada de nueva capacidad mundial de producción de GNL amplía progresivamente las alternativas de suministro.
El crecimiento de las energías renovables también contribuye a reducir las necesidades de gas para generación eléctrica durante las horas de mayor producción fotovoltaica y producción eólica.
Estas diferencias hacen que unas reservas bajas no tengan necesariamente las mismas consecuencias que en 2021. Sin embargo, sí aumentan la sensibilidad del mercado ante cualquier acontecimiento adverso.
Del gas almacenado al precio de la electricidad
El volumen almacenado constituye uno de los principales márgenes de seguridad frente a los imprevistos. Con menos gas en los almacenamientos, un invierno frío, un período prolongado de baja producción renovable o una nueva interrupción del suministro de GNL pueden trasladarse con mayor rapidez a los precios.
Esta tensión también alcanza a los mercados eléctricos europeos, donde las centrales de gas continúan fijando el precio marginal durante numerosas horas. Un aumento del precio del gas incrementa directamente el coste de generación de los ciclos combinados. Por ello, una mayor tensión en el mercado del gas puede trasladarse rápidamente a los precios de la electricidad.
Esta relación explica por qué la evolución de las reservas europeas no resulta relevante únicamente para los operadores gasistas. Comercializadoras, generadores y grandes consumidores de electricidad también necesitan seguir de cerca el ritmo de llenado y las perspectivas de suministro para anticipar su posible impacto en los mercados eléctricos durante los próximos meses.
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Octubre marcará el punto de partida del invierno
El nivel de las reservas con el que Europa llegue a octubre será una de las principales referencias para los mercados de energía durante los próximos meses. Unos almacenamientos por debajo de los niveles de los últimos años no implican necesariamente problemas de suministro, pero sí reducen el margen para absorber un invierno frío, una menor producción renovable o nuevas tensiones en las importaciones de gas, y propician una mayor volatilidad en los precios tanto del gas como de los mercados de electricidad.
La presión para reconstruir las reservas ya está influyendo en los precios durante el verano. A medida que se acerque el invierno, el ritmo de llenado, las temperaturas y la disponibilidad de GNL determinarán hasta qué punto esa tensión se mantiene o aumenta.
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