UE entra en invierno con reservas al 72%

El 1 de octubre, los almacenes subterráneos de gas de la UE estaban llenos al 72%, frente al 83% de un año antes (ENTSOG, GIE AGSI+). Según un análisis de los datos, las reservas al cierre de septiembre estaban en su nivel más bajo para esas fechas desde que comenzaron los registros, en 2011 (John Kemp). Pese a ello, ENTSOG, la asociación europea de operadores de redes de transporte de gas, concluye que el sistema conserva flexibilidad suficiente para afrontar el invierno; el 8 de octubre, la Comisión Europea respaldó esa evaluación (Comisión Europea).

Ese diagnóstico se refiere a la capacidad de tuberías y terminales. Que haya suficiente gas dependerá del tiempo y de cargamentos que aún no se han comprado.

La capacidad disponible no hace llegar los metaneros

Una terminal de gas natural licuado (GNL) recibe metaneros con gas enfriado hasta licuarlo, lo devuelve al estado gaseoso y lo incorpora a la red. ENTSOG calcula que las terminales europeas podrían procesar unos 1.600 teravatios hora (TWh) este invierno, frente a los cerca de 914 TWh del invierno pasado (ENTSOG). Ese margen solo sirve si llegan barcos, y las previsiones no calculan cuántos lo harán.

Las reservas cubren el desfase de las importaciones: en un día gélido, la demanda aumenta más deprisa de lo que pueden llegar nuevos metaneros. En un invierno normal, los almacenes de la UE terminarían marzo al 29%; si llegara un 20% menos de GNL, bajarían al 13% (ENTSOG). Ese nivel dejaría menos gas para absorber un segundo imprevisto, y parte de las reservas es estratégica, por lo que los operadores no pueden venderla. Además, la recuperación durante el verano siguiente sería más difícil.

Un invierno frío plantearía más problemas. Con los flujos rusos por gasoducto reducidos al mínimo, habría que ahorrar entre el 7% y el 12% de la demanda mediante recortes de consumo, suministros de otros mercados o necesidades que quedarían sin cubrir (ENTSOG). Es un déficit que habría que resolver, no una previsión de racionamiento. En los escenarios más duros, que combinan frío e interrupciones del suministro, el déficit alcanza el 15% (Euronews).

Por qué el gas que llega a Francia quizá no alcance Alemania

El 1 de octubre, los almacenes de Alemania estaban llenos al 58% y los de Polonia, al 99% (ENTSOG). El gas solo cruza las fronteras al ritmo que permiten las tuberías de conexión. Francia puede recibir 1.309 gigavatios hora diarios a través de sus terminales terrestres de GNL, pero solo puede enviar 100 gigavatios hora al día a Alemania por la interconexión de Obergailbach (CRE). Estos cuellos de botella explican la advertencia de ENTSOG: los países sin litoral del centro, el este y el sureste de Europa podrían tener dificultades para acceder al GNL aunque la capacidad total de importación europea parezca holgada.

La factura de la recarga llegará en 2027

Los operadores suelen rentabilizar el almacenamiento comprando gas más barato en verano y vendiéndolo en invierno. En la cotización de ENTSOG del 30 de septiembre, el gas para el verano de 2027 se situaba en 53,405 euros por megavatio hora, por encima de los 49,030 euros cotizados para el invierno siguiente (ENTSOG). Cuando el gas de verano cuesta más que el de invierno, se reduce el incentivo comercial para almacenarlo, aunque también influyen las tarifas de almacenamiento y las condiciones de compra.

Los Países Bajos muestran cómo se traduce esa situación. Gasunie, el operador estatal de la red de gas, dijo que apenas tenía sentido comercial llenar los almacenes este verano, dadas las previsiones de precios para el invierno (Gasunie). El 11 de septiembre, el Gobierno neerlandés redujo su objetivo de llenado del 80% al 64%, al considerar que 93 TWh bastan para cubrir un invierno medio (Gobierno neerlandés), una medida que To Brief ya había señalado que estaba en estudio (To Brief). Si el mercado no llena los almacenes, la estatal EBN puede intervenir con apoyo público, lo que traslada a los contribuyentes el riesgo de la operación (carta parlamentaria neerlandesa).

Una retirada intensa de reservas complicaría la recarga. Si el invierno acabara con los almacenes al 13%, apenas alcanzarían el 80% a finales de septiembre de 2027, incluso con una buena oferta de GNL (ENTSOG).

La industria consumió el 60% del gas de Alemania en 2025, por lo que sus fábricas serían las más expuestas si los precios siguen altos, aunque los contratos de suministro y las coberturas, que permiten fijar precios por adelantado, retrasan el impacto (Bundesnetzagentur). Las tarifas reguladas también demoran la subida para algunos hogares: el regulador polaco ha prorrogado hasta el 31 de diciembre de 2026 la tarifa doméstica de myORLEN (URE). El 6 de octubre, Robert Soszyński, vicepresidente de Orlen, dijo que la empresa solicitaría un aumento para 2027 si los precios mayoristas se mantienen o suben (Bankier).

Los escenarios de ENTSOG indican que la red tiene capacidad para un invierno normal, pero las bajas reservas iniciales dejan menos margen ante una ola de frío, una llegada débil de GNL y la recarga de 2027. El informe modeliza las tuberías y las terminales, pero no anticipa la llegada de cargamentos. La Comisión ha instado a los operadores del mercado a conservar reservas hasta bien avanzado el invierno (Comisión Europea). Mantener ese colchón exige pagar ahora por cargamentos caros. Consumir gas de los almacenes reduce el coste este invierno y aplaza el gasto a una recarga que partirá de un nivel más bajo.