Fuente: El Economista
El presidente de Estados Unidos, Donald Trump, está logrando su objetivo de incrementar las ventas de gas en Europa. Prueba de ello es que EEUU se ha convertido ya en el segundo mayor proveedor de gas de España quedándose prácticamente con la mitad de la cuota que tenía Rusia y pugna ahora por el liderazgo frente a Argelia, nuestro mayor suministrador histórico.
El sistema gasista atraviesa una fase de reconfiguración marcada por la guerra en Ucrania y las decisiones adoptadas por la Unión Europea para reducir su dependencia energética de Rusia.
Los datos oficiales de Enagás, el gestor técnico del sistema, muestran con claridad esta tendencia. En 2025, el gas procedente de Estados Unidos alcanzó los 111.660 GWh, el 30% del total del suministro nacional, prácticamente el doble que un año antes. En 2024, las compras a EEUU se situaban en 56.435 GWh, con una cuota del 16,6%.
El salto no solo es cuantitativo, sino también estratégico: España ha pasado a apoyarse de forma creciente en el GNL norteamericano como alternativa flexible y políticamente alineada con Bruselas y Washington, y resta peso al gas ruso.
Por su parte, Argelia mantiene su posición como primer origen del gas gracias, sobre todo, a los suministros por gasoducto. En el conjunto de 2025, el gas argelino aportó 107.179 GWh, el 34,5% del total, ligeramente por debajo del 2024, cuando alcanzó el 38,5%.
Argelia continúa siendo el proveedor más fiable gracias a los contratos de largo plazo y el gasoducto Medgaz, que ofrece estabilidad en un entorno volátil. No obstante, Naturgy –principal suministrador desde el país– mantiene en estos momentos los precios en revisión.
El gran perdedor de esta reordenación es Rusia. En 2024, el GNL ruso representaba una quinta parte del suministro español, con 72.360 GWh y una cuota del 21,3%. En 2025, esa cifra se redujo hasta 42.629 GWh, el 11,4% del total. La caída es significativa y anticipa un escenario aún más restrictivo a corto plazo, ya que la Unión Europea ha prohibido a partir del próximo año las importaciones de gas ruso. Aunque España no ha sido uno de los países más expuestos, el cierre definitivo de esta vía obliga a acelerar la sustitución de volúmenes vía GNL procedente de otros orígenes.
Este giro geopolítico coincide con una evolución desigual de la demanda. En 2025, el consumo nacional de gas aumentó un 6,3%, hasta 331.464 GWh, impulsado por el sector eléctrico. La generación con gas creció más de un 33% en el conjunto del año, reflejando su papel como tecnología de respaldo en un sistema eléctrico dominado por renovables. Por el contrario, la demanda convencional –industria, hogares y servicios– cayó un 2,2%.
En cuanto a la seguridad de suministro, España mantiene una posición relativamente cómoda en el contexto europeo, aunque con menos colchón que hace un año.
A cierre de diciembre de 2025, los almacenamientos subterráneos se encontraban al 68% de su capacidad útil, frente al 83% de finales de 2024. Las plantas de regasificación registraban existencias medias equivalentes al 67% de la capacidad contratada, lo que permite absorber picos de demanda y actuar como plataforma de entrada de GNL.
Por otro lado, la exportación de gas a Marruecos desde España se ha incrementado notablemente.
Según los datos de Enagás, se ha pasado de 655 GWh/mes en diciembre del año pasado a los 916 GWh/mes este año, lo que supone un 40% más. Si se observan los datos correspondientes al año completo, el crecimiento de las exportaciones asciende al 6,9% a través del gasoducto de Tarifa.
La capacidad de recepción de gas desde fuentes variadas ha facilitado que los precios registrados en España sean más competitivos que en el centro de Europa.
El volumen de negociación de MIBGAS, el mercado del gas español, en 2025 alcanzó los 182,2 TWh, un 15,2% de incremento en relación con el año anterior, cuando se negociaron 158,2 TWh.
El número de agentes también ha aumentado durante el pasado ejercicio, desde los 238 con los que se finalizó 2024 hasta los 273 registrados, lo que implica un incremento del 14,7%.
Durante 2025, los precios del producto Day Ahead en MIBGAS y en el TTF (la referencia europea) estuvieron alineados y en el 70,5% de los días el PVB español estuvo por debajo del TTF, lo que corresponde a un total de 182 días.
Considerando el producto con entrega el mes siguiente (M+1), de menor variabilidad, el número de días que el precio del gas en MIBGAS se situó por debajo del precio del TTF ascendió a 244 días. Esto es, prácticamente todo el año (95,3%) el precio del gas en MIBGAS fue más competitivo que el precio en el TTF para el producto M+1.
En relación con los productos, la mayor subida se registró en el segmento del GNL cuya negociación en el tanque virtual de balance (TVB) se incrementó un 58,2%, alcanzando los 6,9 TWh. Los productos futuros de gas natural (desde M+2 a Y+2) también reflejaron un aumento del 23,9% con un total de 28 TWh; por su parte, los productos intradiarios, diarios, fin de semana, resto de mes y mensual se incrementaron un 13,7% hasta los 154,2 TWh.
La bajada del nivel de almacenamiento supondrá que las comercializadoras tengan que llevar a cabo compras más elevadas de gas durante este 2026 a partir de abril.