La temporada de llenado de los almacenamientos de gas para el próximo invierno ha comenzado y la UE se enfrenta a una situación crítica. El año 2025 ya fue tenso por la retirada del gas ruso importado por gasoducto a través de Ucrania, pero el inicio del conflicto en Oriente Medio el pasado 28 de febrero ha sacado de los mercados una quinta parte de la oferta global de GNL, lo que produce una mayor competencia mundial por asegurar el suministro de los próximos meses. Según los datos de Gas Infrastructure Europe (GIE), la agrupación de los operadores de gas europeos, la UE cerró 2025 con los depósitos de gas al 62,5% de su capacidad, el nivel más bajo desde 2021, cuando fue el 53,4%, mínimo de la serie histórica disponible (con inicio en 2011). No obstante, la situación ha empeorado en 2026. El almacenamiento tocó un suelo del 27,7% al comenzar abril, debido en parte a que las olas de frío de enero provocaron retiradas muy pronunciadas de los almacenamientos, y la recarga de los almacenes se está retrasando por la guerra en Irán. En los días transcurridos de mayo solo se ha acumulado un promedio del 35,4%, también mínimo para este mes desde 2021 y notablemente por debajo del promedio de los últimos 15 años (el 47,3%). Por el momento, la UE está peor preparada para el próximo invierno que en 2022, cuando Rusia inició la guerra en Ucrania, y las perspectivas no son halagüeñas. La propia GIE explica que el retraso en el almacenamiento se debe a que las condiciones actuales del mercado, con un diferencial de precios elevado entre un verano mucho más caro que el invierno, no proporcionan incentivos suficientes para inyecciones tempranas y sostenidas de gas. "En el actual contexto de mercado, las señales de precios por sí solas podrían no ser suficientes para atraer importaciones de GNL e impulsar el ritmo de las inyecciones en los depósitos necesarias para reponer las reservas a tiempo”, advierten los operadores. Esto aporta menos seguridad ante olas de frío e interrupciones inesperadas del suministro a finales del próximo invierno, en 2027. Los precios del gas de referencia en Europa, el TTF, han aumentado un 50% desde el 28 de febrero y rondan actualmente los 47 euros el MWh. Precio en el que, según los futuros, se mantendrá hasta agosto, frente a los 45,7 euros el MWh a los que cotiza diciembre. Es decir, la curva forward está descontando precios más altos para el verano, un periodo tradicionalmente de menor demanda, que para el invierno, algo inusual en un mercado de gas en condiciones normales. De hecho, un informe publicado recientemente por el Ministerio de Economía y elaborado con ayuda del departamento de estudios de Repsol advierte de que los precios europeos y del GNL spot "podrían escalar puntualmente hasta los 25 $/MMBtu (unos 85 $ el MWh)" en los próximos meses "o incluso más, reflejando una competencia directa entre regiones por volúmenes no contratados" para rellenar los almacenamientos. Los precios encarecerán el consumo de gas este año, pero el problema para la UE puede ser mayor en la seguridad de suministro, ya que la demanda actual es más resiliente a los precios altos que la existente cuando estalló la crisis ucraniana. El citado informe advierte de que, incluso si la interrupción del estrecho de Ormuz finalizara en mayo, escenario improbable, la UE tiene una capacidad limitada de rellenar sus reservas. "Se estima que el cierre de tres meses del estrecho podría retirar 24 millones de toneladas de suministro de GNL de Catar y Emiratos Árabes Unidos, limitando el llenado del almacenamiento europeo a tan solo el 70-‍75%, incluso bajo supuestos de reducción significativa de la demanda asiática". Aparte del precio, las medidas de prohibición gradual del gas ruso de la UE suponen una dificultad añadida para el llenado de los almacenamientos. Aunque el corte del suministro por Ucrania ya se produjo de facto en enero de 2025 con la no renovación del acuerdo de tránsito, el 25 de abril de 2026 entró en vigor la prohibición de las importaciones de GNL ruso a la UE bajo contratos de corto plazo y el 17 de junio se ampliará para el gas que todavía llega por el gasoducto turco bajo contratos cortos. El veto total estará vigente a partir de principios de 2027 para el GNL y desde otoño de ese año para el de gasoducto. Estas medidas provocan, a su vez, una mayor necesidad de importación de GNL de otros proveedores en un momento especialmente tenso para la oferta mundial. Consciente del problema, la Comisión flexibilizó las normas de almacenamiento de gas para el próximo invierno, reduciendo el objetivo vinculante hasta el 80% de la capacidad de los depósitos. No obstante, si se materializa el nivel sugerido por el informe de Economía, además de no cumplirse con el objetivo, la UE iniciaría el invierno con un récord de reservas en mínimos. El promedio de llenado de los últimos 15 años en octubre, cuando se produce el pico antes de iniciar el gasto invernal, es del 89,6%. España y Portugal están mejor preparadas El conflicto en Oriente Medio ha transformado las previsiones del mercado para 2026, pasando de preverse holgado a ajustado, con implicaciones para precios, flujos y seguridad de suministro. Según el informe publicado por Economía, la interrupción de las exportaciones de Catar y de Emiratos Árabes Unidos "no puede ser compensada rápidamente por otros productores". EEUU opera prácticamente ya a plena capacidad y la nueva producción prevista para 2026 "resulta insuficiente" para cubrir la reducción del 20% de la oferta global. Australia, por su parte, "carece de margen real" y otros productores solo disponen de flexibilidad limitada y de corto alcance. Por ello, los expertos advierten de "una mayor probabilidad de destrucción de demanda como mecanismo de ajuste", algo que parcialmente ya ha comenzado con el refuerzo de los países asiáticos de la generación eléctrica con carbón. Aunque se recupere el tránsito por el estrecho, los daños en las plantas cataríes de licuefacción de Ras Laffan suponen que al menos hasta dentro de tres años no se volverá a la producción normal, un impacto acumulado de unos 60 bcm de gas, dos veces el consumo anual de España. Este contexto pone en un aprieto a la UE, cuyas políticas medioambientales complican recurrir al carbón para solventar la crisis, por lo que mantendrá una demanda de gas más inelástica que otras regiones. No obstante, algunos países esquivarán gran parte del shock. Los datos más recientes de GIE reflejan que España, junto con Portugal, son los estados de la UE con niveles más elevados de reservas, del 69% el 25 de mayo en el caso de España, frente al 38,2% de la UE. Alemania se sitúa notablemente por debajo con un 29,8%, en contraste con el 38,1% del mismo día de 2025. El motivo de las buenas cifras de España y de Portugal es su condición de "isla energética", interconectada solo por dos gasoductos con Francia, lo que ha llevado a construir históricamente una cartera de proveedores más amplia que la de otros países europeos y una mayor capacidad de regasificación. Pero, precisamente por esa reducida interconexión, aunque la península alcanzara reservas del 100%, no podría solventar una crisis de suministro en el centro de Europa.