Europa necesita 1.3 metaneros más al día

Europa llega al inicio de junio con sus depósitos de gas en torno al 42% de su capacidad, unos 14 puntos porcentuales por debajo de la media estacional de los últimos cinco años y lejos del 51% registrado hace un año (AGSI/GIE, WBJ). La distancia importa porque la UE tiene que rellenar ahora sus reservas para el invierno mientras compite por el GNL (gas natural licuado, transportado en metaneros) en un mercado global tensionado por la inestabilidad en Oriente Próximo, el endurecimiento de las sanciones a Rusia y la fuerte demanda asiática. El coste de cerrar esa brecha recaerá sobre los presupuestos públicos, la industria intensiva en energía y, con retraso, sobre algunos hogares, aunque el reparto dependerá mucho del país.

El arbitraje estacional que no funciona

El almacenamiento de gas es un negocio de temporada. Las empresas compran en primavera, pagan por guardarlo y venden en invierno, cuando los precios suelen ser más altos. El diferencial entre los precios de verano y de invierno debería cubrir esos costes. Cuando ese margen se estrecha demasiado, las compañías retrasan el llenado. Eso es lo que ocurre ahora.

ICIS calcula que, si continúa el actual ritmo lento de inyección, Europa llegaría a noviembre con apenas un 73% de almacenamiento. Alcanzar el 90%, el objetivo legal fijado por el reglamento europeo sobre reservas de gas (EUR-Lex), exigiría aumentar las inyecciones en unos 4 bcm al mes, es decir, alrededor de 1,3 cargamentos adicionales de GNL cada día.

Bruselas ha empezado a dejar margen. La Comisión Europea sostiene que la regulación actualizada concede a los Estados miembros una ventana de dos meses, de octubre a diciembre, para cumplir el objetivo del 90%, y sus responsables han señalado varias veces que un 80% bastaría para garantizar la seguridad invernal. Esa cifra funciona como umbral práctico de tranquilidad: evitar otra ronda de compras precipitadas como la que llevó los precios a máximos en 2022.

Presión por los dos lados

El panorama exterior hace que incluso llegar al 80% resulte más caro. La AIE estima que el conflicto en Oriente Próximo ha retirado unos 120 bcm de la oferta mundial de GNL hasta 2030, porque los daños en infraestructuras de exportación y las disrupciones marítimas retrasan nueva capacidad (Energy Connects, Baltic Exchange). La ley europea para abandonar el gas ruso prohibió los contratos de corto plazo de GNL ruso desde el 25 de abril de 2026, extenderá el veto a los contratos por gasoducto en junio y pondrá fin a todos los contratos de largo plazo con Rusia a finales de 2027 (S&P Global). Al retirar esos contratos, Europa pierde también la posibilidad de recurrir al gas ruso como solución rápida cuando las reservas bajan.

Cuando los compradores asiáticos pagan más por cargamentos flexibles de GNL, Europa tiene que elevar el precio de referencia en el TTF neerlandés, el mercado que fija el precio mayorista europeo del gas, para atraer metaneros. El TTF cotizaba en torno a 50 euros/MWh a comienzos de junio (Berliner Zeitung), mientras que el precio diario del MIBGAS español se movía en niveles parecidos, en 48,80 euros/MWh (MIBGAS). ACER, el regulador energético de la UE, ha advertido de que llenar los depósitos hasta el 90% exigiría importar alrededor de un 13% más de GNL que en 2025 (MondoVisione).

Quién paga depende del país

La media europea oculta diferencias nacionales muy marcadas. Países Bajos tenía solo un 16,1% de almacenamiento el 1 de junio (Energievergelijk), mientras que las plantas de regasificación españolas estaban al 72% (Europa Press). Alemania se situaba en el 34%-35%, unos 20 puntos por debajo de su propia media estacional (NDR).

Los gobiernos están interviniendo, pero con herramientas fiscales muy distintas. Alemania eliminó el 1 de enero de 2026 su recargo por almacenamiento y trasladó la financiación al presupuesto federal, de modo que ahora son los contribuyentes, y no los clientes del gas, quienes sostienen la seguridad de las reservas (FGS). Países Bajos cuenta con una línea de crédito de 20.000 millones de euros para que EBN, respaldada por el Estado, intervenga cuando el llenado comercial se frena (DutchNews). En Hungría, el sistema de precios fijos obliga a la empresa pública MVM a absorber los mayores costes de importación hasta que el Gobierno decida otra cosa, un colchón fiscal que funciona mientras haya margen para sostenerlo (HVG).

La industria intensiva en energía recibe el golpe antes que nadie. El consejero delegado de BASF ha advertido de que los precios europeos del gas ya se fijan de forma estructural por los mercados globales de GNL, no por los contratos de gasoducto (Zeit). Los hogares lo notan más tarde, a través de la renovación de contratos y de las decisiones nacionales. En España, el canal pasa por la electricidad: cuando las centrales de gas fijan el precio marginal, el coste de la última unidad necesaria para cubrir la demanda, el encarecimiento del gas se traslada directamente a la factura. La tarifa regulada PVPC subió un 15% en mayo (OCU).

Los beneficiados son los proveedores de GNL, los propietarios de cargamentos flexibles y los operadores de almacenamiento, todos aquellos que pueden vender en medio de la urgencia europea. Los perdedores se concentran entre las industrias que compiten en mercados globales y los gobiernos cuyos presupuestos absorben la diferencia entre el precio de mercado y lo que los votantes están dispuestos a pagar. Europa probablemente evitará una escasez física este invierno. La cuestión es cuánto costará esa seguridad y si los Estados miembros con menos margen fiscal podrán financiarla como Alemania o Países Bajos.