Fuente: El Economista
La política europea de almacenamiento de gas ha entrado en una nueva fase. Tras la crisis energética de 2022, que obligó a Bruselas a imponer objetivos vinculantes de llenado del 90% antes del invierno, la Unión Europea ha decidido flexibilizar parcialmente el marco regulatorio a partir de 2025.
En julio del pasado año, el Consejo de la UE acordó prorrogar hasta 2027 la normativa extraordinaria de almacenamiento, aunque con modificaciones relevantes: una ventana más amplia -entre el 1 de octubre y el 1 de diciembre- para alcanzar el 90% de llenado, una flexibilidad automática del 10% en caso de dificultades, la posibilidad de añadir un 5% adicional mediante acto delegado si persisten condiciones adversas y objetivos intermedios que pasan a ser indicativos en lugar de vinculantes.
El objetivo que persigue Bruselas con esta decisión es permitir a los Estados miembros optimizar costes y adaptarse mejor a la evolución de los precios internacionales, aunque algunos países han reducido el ritmo de inyección en los almacenamientos aceptando un mayor riesgo a cambio de menores tensiones financieras a corto plazo.
Tras un invierno más frío de lo previsto y una demanda elevada, Europa comenzaba 2026 con unos niveles de almacenamiento en mínimos de los últimos cinco años, según distintos analistas. A mediados de enero los depósitos europeos cayeron por debajo del 50%. La situación, según los expertos, no implica un riesgo de desabastecimiento generalizado, pero sí riesgos localizados.
Reuters advertía hace un mes de que “la vasta red de almacenamiento de gas natural de Europa se dispone a salir del invierno en su nivel más bajo en años, pero los precios del mercado indican una excesiva confianza que contrasta marcadamente con el enorme desafío que enfrentan los comerciantes para reponer los inventarios”. Si Europa termina el invierno con un 30% de llenado, necesitará inyectar unos 60 bcm para volver al 83% alcanzado el año anterior. Y no toda la importación se almacena: gran parte se destina al consumo diario, lo que aumenta la presión sobre la demanda de GNL en verano.
En este contexto, España parte de una situación algo más cómoda. Su capacidad técnica de almacenamiento subterráneo se sitúa en 35,926 TWh. Según datos de la plataforma europea AGSI, el 19 de febrero de 2026 el sistema mantiene unas reservas de 20,38 TWh en los almacenamientos subterráneos, lo que equivale al 56,87% de su capacidad total, mientras que la media europea se sitúa en el 31,48%; es decir, España está 25 puntos porcentuales por encima respecto al promedio comunitario. Aunque representa apenas el 3% de la capacidad total europea (1.142,63 TWh), el país concentra cerca del 6% del gas almacenado en el conjunto de la Unión.
A día de hoy, ningún Estado miembro alcanza los niveles españoles: Italia ronda el 49%, mientras que Alemania y Francia apenas superan el 21%. Países Bajos -referente en flexibilidad gasista- se sitúa en torno al 12%. Solo Portugal, con una capacidad muy reducida (3,57 TWh), supera a España con un 76,7%. Esta desigualdad en los datos refleja modelos energéticos distintos. Mientras el centro y norte de Europa dependen en mayor medida del almacenamiento subterráneo como principal herramienta de seguridad, España combina inventarios con una enorme capacidad de regasificación.
Según datos de Sedigas, España concentra alrededor del 35% de la capacidad de almacenamiento de GNL de la UE. Sus siete plantas de regasificación permiten importar gas de forma altamente diversificada; de hecho, en 2025 el país recibió suministros de 16 orígenes distintos. La capacidad de regasificación, cercana a los 2 TWh diarios, multiplica por diez la capacidad máxima de extracción de los almacenamientos subterráneos (unos 0,2 TWh/día). Esta diferencia explica la singularidad española: los tanques de GNL ofrecen mayor rapidez y flexibilidad de respuesta ante picos de demanda o tensiones internacionales.
Los almacenamientos subterráneos –Serrablo, Gaviota, Marismas y Yela– cumplen, por su parte, una función estructural: modular la estacionalidad. Durante los meses de menor consumo (primavera y verano) se inyecta gas, mientras que entre el 1 de noviembre y el 31 de marzo se produce la fase de extracción para cubrir las puntas invernales.
La Resolución de 20 de enero de 2026 de la Dirección General de Política Energética y Minas, fija para el periodo comprendido desde el 1 de abril de 2026 a 31 de marzo de 2027, una capacidad disponible de 35.926 GWh en almacenamientos básicos. De esa cifra, 32.333 GWh se destinan a existencias mínimas de seguridad y 100 GWh a productos diarios individualizados. La normativa establece, además, que la capacidad asignada directamente solo podrá emplearse para cumplir esa obligación, aunque permite sustituir parte del gas por gas licuado almacenado en plantas nacionales previa comunicación.
Ajustes en la planificación
La posición de España no ha evitado ajustes tácticos. En octubre de 2025, el Gobierno modificó el Plan de Actuación Invernal tras una recomendación de Enagás, debido a que los almacenamientos se encontraban al 85%, 13 puntos menos que el año anterior. La estrategia se desplazó hacia asegurar mayor disponibilidad en enero y febrero, los meses estadísticamente más críticos. Además, la contratación a largo plazo de capacidad de entrada a la red se ha reducido casi a la mitad en dos años: de más de 6 TWh en enero de 2023 a 3,1 TWh en enero de 2025. Este descenso implica un menor colchón de seguridad contratado ex ante, en línea con un entorno europeo más flexible.
El comportamiento de la demanda en enero de 2026 también introdujo presión. El consumo total alcanzó 36.172 GWh, un 10,2% más que en el mismo mes del año anterior. El crecimiento fue especialmente intenso en el sector eléctrico, donde el gas para generación aumentó un 29,9%, hasta 9.034 GWh. Las temperaturas, 1,41ºC inferiores a las del año previo, y un incremento del 30% en la producción con ciclos combinados, explican buena parte del repunte. Territorialmente, el aumento del consumo para generación fue muy acusado en Asturias (+130%), Murcia (+103,5%) y Andalucía (+51,6%), reflejando el papel del gas como tecnología de respaldo en momentos de menor aportación renovable. En cuanto al aprovisionamiento, Estados Unidos se consolidó como principal suministrador en enero de 2026, con el 44,4% del total mensual (15.259 GWh), seguido de Argelia (29,4%) y Rusia (12,7%). El GNL representó el 67,3% del suministro, frente al 32,7% canalizado por gasoducto.
La actividad de las plantas de regasificación mostró un descenso del 11,5% en descargas, pero un fuerte aumento en cargas de buques -superior al 100%-, lo que evidencia el papel de España no solo como consumidor, sino como plataforma logística capaz de reexportar gas hacia otros mercados europeos, tanto por gasoducto como por barco.
El almacenamiento subterráneo cerró enero con un nivel útil del 59%, frente al 72% del año anterior. Aunque la cifra es inferior en términos interanuales, no constituye una anomalía histórica: en los meses de enero de 2016, 2017, 2019 y 2022 los inventarios se situaron por debajo sin que se comprometiera la seguridad de suministro.
La combinación de alta capacidad de GNL, diversificación geográfica y niveles de llenado superiores a la media europea, sitúan a España en una posición estratégica en el nuevo escenario regulatorio. La flexibilidad introducida por Bruselas abre espacio para decisiones más eficientes en costes, pero también exige mayor disciplina de mercado.
Mientras grandes economías como Alemania o Francia operan con niveles de almacenamiento significativamente más bajos, España mantiene un margen que refuerza su papel como hub energético para el suroeste europeo. Sus infraestructuras permiten sostener envíos continuados incluso en episodios de tensión continental. Los datos confirman que España afronta el final del invierno con una posición sólida y diferencial. En un continente con reservas más ajustadas y modelos energéticos desiguales, el sistema gasista español destaca como uno de los más robustos de la Unión.