España, líder en regasificación, es clave para el futuro de los precios del gas en Europa

<p><img alt="" src="https://cdn.elperiodicodelaenergia.com/2025/09/68c25ecb78b8f3bb8bf9be37.webp" /></p><p>A diferencia de los inviernos frenéticos entre 2022 y 2024, la Unión Europea afronta esta temporada con menos tensión y un mercado más estable. A finales de agosto, las reservas se situaron en torno al 76 % de capacidad, unos 85.000 millones de m³, frente al 92 % del año anterior. No obstante, los analistas coinciden en que el objetivo de alcanzar el 90 % en octubre se logrará sin sobresaltos. El escenario ha mejorado gracias a un suministro abundante de gas natural licuado (GNL), una menor demanda en Asia y un contexto de precios moderados.</p>
<p>El impulso también procede de la expansión global de la capacidad de GNL: se estima que crece de 550 bcm en 2024 a 590 bcm en 2025, llegando a 649 bcm en 2026 y apuntando a casi 890 bcm en 2030. Estados Unidos lidera esta tendencia: en agosto registró exportaciones récord de 9,33 millones de toneladas. El exceso de oferta (imagen) se anticipa ya desde 2026 y se intensificará hacia 2030, superando los 200 bcm, lo que para Europa podría traducirse en facturas más bajas por varios inviernos seguidos.</p>
<p><img alt="Imagen: LSEG, Reuters /&gt;&lt;/p&gt;&lt;p&gt;El verano de 2025 marcó, por tanto,un giro psicológico en el mercado y esa calma redujo la volatilidad y consolidó un entorno de precios más estables. Los gobiernos también transmitieron tranquilidad. El mensaje político, mucho menos alarmista que otros años, reforzó la confianza de traders y empresas, que ahora perciben un mercado más equilibrado.&lt;/p&gt;
&lt;p&gt;La estabilidad otorga tiempo para invertir en interconexiones, ampliar la capacidad de almacenamiento y acelerar proyectos renovables, mientras el exceso de GNL previsto para 2026–2030 se perfila como un factor decisivo para reducir la exposición a shocks externos.&lt;/p&gt;
&lt;h3&gt;De Rusia a Noruega y China: un tablero geopolítico en transición&lt;/h3&gt;
&lt;p&gt;En tan solo cuatro años, Europa ha reducido drásticamente su dependencia del gas ruso —pasando del 40 % en 2021 a menos del 19 % en 2024—. En agosto de 2025, los flujos rusos cayeron otro 12 % intermensual.&lt;/p&gt;
&lt;p&gt;&lt;img src=" src="https://cdn.elperiodicodelaenergia.com/2025/09/68c25ecb78b8f3bb8bf9be39.png" /></p><p>El verano de 2025 marcó, por tanto,un giro psicológico en el mercado y esa calma redujo la volatilidad y consolidó un entorno de precios más estables. Los gobiernos también transmitieron tranquilidad. El mensaje político, mucho menos alarmista que otros años, reforzó la confianza de traders y empresas, que ahora perciben un mercado más equilibrado.</p>
<p>La estabilidad otorga tiempo para invertir en interconexiones, ampliar la capacidad de almacenamiento y acelerar proyectos renovables, mientras el exceso de GNL previsto para 2026–2030 se perfila como un factor decisivo para reducir la exposición a shocks externos.</p>
<h3>De Rusia a Noruega y China: un tablero geopolítico en transición</h3>
<p>En tan solo cuatro años, Europa ha reducido drásticamente su dependencia del gas ruso —pasando del 40 % en 2021 a menos del 19 % en 2024—. En agosto de 2025, los flujos rusos cayeron otro 12 % intermensual.</p>
<p><img alt="Fuente: Comisión Europea basada en datos ENTSO-G y LSEG /&gt;&lt;/p&gt;&lt;p&gt;Esta transición se ha apoyado en el impulso del GNL estadounidense, el liderazgo noruego (91 bcm en 2024, equivalentes al 33,4 %) y la caída del consumo europeo.&lt;/p&gt;
&lt;p&gt;Noruega, que ha renovado el mandato de los laboristas en elecciones celebradas este lunes,  se ha consolidado como el pilar del suministro energético europeo tras el desplome de las importaciones rusas. En 2024 aportó 91 bcm, equivalentes al 33,4 % de las necesidades de la UE, y su plataforma Troll (en la imagen), &lt;a href=" src="https://cdn.elperiodicodelaenergia.com/2025/09/68c25ecb78b8f3bb8bf9be38.png" /></p><p>Esta transición se ha apoyado en el impulso del GNL estadounidense, el liderazgo noruego (91 bcm en 2024, equivalentes al 33,4 %) y la caída del consumo europeo.</p>
<p>Noruega, que ha renovado el mandato de los laboristas en elecciones celebradas este lunes,  se ha consolidado como el pilar del suministro energético europeo tras el desplome de las importaciones rusas. En 2024 aportó 91 bcm, equivalentes al 33,4 % de las necesidades de la UE, y su plataforma Troll (en la imagen), <a href="https://elperiodicodelaenergia.com/troll-a-la-plataforma-de-gas-mas-grande-del-mundo">la más grande del mundo</a>, llega a cubrir por sí sola el 10 % del consumo continental.</p>
<p><img alt="Imagen: Jan Arne Wold/Elisabeth Sahl - Equinor /&gt;&lt;/p&gt;&lt;p&gt;Este papel de salvavidas explica por qué la presidenta de la Comisión Europea, Ursula von der Leyen, viajó hasta allí para agradecer personalmente la ayuda en el invierno de 2022. Pero junto a la gratitud vino la advertencia: el gas noruego debía entenderse solo como un apoyo temporal en la transición hacia un sistema renovable. Un alto funcionario comunitario lo resumió sin rodeos: “Queremos todo el petróleo y gas noruego que puedan darnos ahora. Pero no queremos darles carta blanca para perforar eternamente”.&lt;/p&gt;
&lt;p&gt;Tras años en los que Oslo trató de presentarse como el productor “más verde” —gracias a menores emisiones por barril y un fuerte impulso a políticas de movilidad eléctrica—, la invasión rusa de Ucrania devolvió al país a una postura más favorable a las fósiles garantizar la seguridad energética de Europa.&lt;/p&gt;
&lt;p&gt;Empresas como Equinor, Shell o Aker BP han multiplicado inversiones en el Mar del Norte y en el Mar de Noruega. La industria prevé invertir este año unos 27.000 millones de dólares (cifra récord) justo antes de que arranque el declive previsto en la producción.&lt;/p&gt;
&lt;p&gt;Un portavoz de &lt;strong&gt;Gas Infrastructure Europe (GIE)&lt;/strong&gt; explica a &lt;em&gt;El Periódico de la Energía&lt;/em&gt; que, pese a la confianza depositada en Noruega, la UE ya trabaja en un marco que impida perpetuar la dependencia fósil: “Bajo el Gas and Hydrogen Package de la UE, los contratos de gas más allá de 2049 quedarán prohibidos. En paralelo, Noruega será clave en el futuro como proveedor de hidrógeno bajo en carbono —particularmente hidrógeno azul con captura de CO₂— que podrá transportarse en gasoductos adaptados o por barco en forma líquida, por ejemplo mediante amoníaco”.&lt;/p&gt;
&lt;p&gt;Desde el plano geopolítico, Ignacio Urbasos, investigador de Energía y Clima en el &lt;strong&gt;Real Instituto Elcano&lt;/strong&gt;, responde que “Noruega y la UE comparten una visión geopolítica muy similar y mantienen un ritmo relativamente acompasado en política climática. Lo más sensato parece ser seguir cooperando desde el pragmatismo: el gas noruego seguirá siendo necesario a medio plazo y debería ser la última fuente en ser reemplazada por alternativas descarbonizadas”.&lt;/p&gt;
&lt;blockquote&gt;&lt;p&gt;Relacionado:&lt;/p&gt;&lt;p&gt;&lt;a href=" src="https://cdn.elperiodicodelaenergia.com/2025/09/68c25ecb78b8f3bb8bf9be3b.webp" /></p><p>Este papel de salvavidas explica por qué la presidenta de la Comisión Europea, Ursula von der Leyen, viajó hasta allí para agradecer personalmente la ayuda en el invierno de 2022. Pero junto a la gratitud vino la advertencia: el gas noruego debía entenderse solo como un apoyo temporal en la transición hacia un sistema renovable. Un alto funcionario comunitario lo resumió sin rodeos: “Queremos todo el petróleo y gas noruego que puedan darnos ahora. Pero no queremos darles carta blanca para perforar eternamente”.</p>
<p>Tras años en los que Oslo trató de presentarse como el productor “más verde” —gracias a menores emisiones por barril y un fuerte impulso a políticas de movilidad eléctrica—, la invasión rusa de Ucrania devolvió al país a una postura más favorable a las fósiles garantizar la seguridad energética de Europa.</p>
<p>Empresas como Equinor, Shell o Aker BP han multiplicado inversiones en el Mar del Norte y en el Mar de Noruega. La industria prevé invertir este año unos 27.000 millones de dólares (cifra récord) justo antes de que arranque el declive previsto en la producción.</p>
<p>Un portavoz de <strong>Gas Infrastructure Europe (GIE)</strong> explica a <em>El Periódico de la Energía</em> que, pese a la confianza depositada en Noruega, la UE ya trabaja en un marco que impida perpetuar la dependencia fósil: “Bajo el Gas and Hydrogen Package de la UE, los contratos de gas más allá de 2049 quedarán prohibidos. En paralelo, Noruega será clave en el futuro como proveedor de hidrógeno bajo en carbono —particularmente hidrógeno azul con captura de CO₂— que podrá transportarse en gasoductos adaptados o por barco en forma líquida, por ejemplo mediante amoníaco”.</p>
<p>Desde el plano geopolítico, Ignacio Urbasos, investigador de Energía y Clima en el <strong>Real Instituto Elcano</strong>, responde que “Noruega y la UE comparten una visión geopolítica muy similar y mantienen un ritmo relativamente acompasado en política climática. Lo más sensato parece ser seguir cooperando desde el pragmatismo: el gas noruego seguirá siendo necesario a medio plazo y debería ser la última fuente en ser reemplazada por alternativas descarbonizadas”.</p>
<blockquote><p>Relacionado:</p><p><a href="https://elperiodicodelaenergia.com/eeuu-suministro-mas-del-38-del-gas-natural-llegado-a-espana-en-agosto-por-delante-de-argelia-y-rusia/">EEUU suministró más del 38% del gas natural llegado a España en agosto, por delante de Argelia y Rusia</a></p></blockquote><h3>Moscú y Pekín estrechan lazos</h3>
<p>En paralelo, el gasoducto <strong>Power of Siberia 2</strong>, diseñado para impulsar entre 50 y 60 bcm de gas ruso hacia China a partir de la próxima década, condicionará precios y rivalidades en el mercado global del gas. Para China, supondría un suministro más barato y estable que reduciría su dependencia del GNL “spot”, alterando los equilibrios y reforzando su poder negociador frente a otros proveedores. Rusia, por su parte, aseguraría ingresos energéticos y un socio sólido, mientras que Estados Unidos —que amplía sustancialmente su capacidad exportadora— se vería obligado a competir más agresivamente por contratos.</p>
<p>Urbasos considera que “este proyecto, si se construye, enviará una fuerte señal bajista al mercado. El gas que se transportará a través de ese gasoducto corresponde al que se destinaba a Europa y que Gazprom no podía colocar con la infraestructura actual. Por lo tanto, aportará casi 50 bcm al mercado, un volumen equivalente al de Nord Stream, generando un importante superávit de gas natural en China que se compensaría con menores volúmenes de GNL, salvo un fuerte cambio en la tendencia de la demanda de gas del país. Este escenario no es descartable, dado el peso del carbón en su consumo energético y sus políticas de descarbonización.”</p>
<p>Aún no está claro cuándo entrará en funcionamiento ni a qué precio se cerrará el acuerdo entre Rusia y China. Según <strong>Ugne Keliauskaite</strong>, analista en el think tank europeo <strong>Bruegel</strong>, “Pekín podría mostrarse reticente a depender en exceso de un único proveedor. El mercado global de GNL ofrece flexibilidad sin necesidad de contratos de suministro a largo plazo”.</p>
<p>La experta añade que, pese a ello, el proyecto reforzaría la seguridad de suministro de China frente a los riesgos del mercado marítimo: “Contar con un gasoducto adicional con Rusia proporcionaría a China una ruta más segura que el mercado de GNL, donde las rutas marítimas son vulnerables a interrupciones en Oriente Medio o a tensiones geopolíticas con Estados Unidos, que se ha convertido en el mayor exportador de GNL. Si China redujera sus compras de GNL, podría liberar parte de esa oferta para otros mercados en Asia y Europa, lo que potencialmente llevaría a precios más bajos”.</p>
<p><img alt="Imagen: Gazprom, Agencias, Carlos G. Kindelán /&gt;&lt;/p&gt;&lt;h3&gt;España sigue siendo líder en infraestructura gasista en Europa&lt;/h3&gt;
&lt;p&gt;A diciembre de 2024, sus terminales de GNL sumaban una capacidad de regasificación de 67,1 bcm, el mayor volumen del continente. Para ponerlo en perspectiva, eso representa aproximadamente el 20 % de la capacidad total de la UE, estimada en unos 334,5 bcm.&lt;/p&gt;
&lt;p&gt;En cuanto al almacenamiento, mantiene una posición fuerte con más del 35 % de la capacidad europea de tanques de GNL, lo que refuerza su rol dual como consumidor y redistribuidor. En junio, &lt;a href=" src="https://cdn.elperiodicodelaenergia.com/2025/09/68c25ecb78b8f3bb8bf9be3a.png" /></p><h3>España sigue siendo líder en infraestructura gasista en Europa</h3>
<p>A diciembre de 2024, sus terminales de GNL sumaban una capacidad de regasificación de 67,1 bcm, el mayor volumen del continente. Para ponerlo en perspectiva, eso representa aproximadamente el 20 % de la capacidad total de la UE, estimada en unos 334,5 bcm.</p>
<p>En cuanto al almacenamiento, mantiene una posición fuerte con más del 35 % de la capacidad europea de tanques de GNL, lo que refuerza su rol dual como consumidor y redistribuidor. En junio, <a href="https://elperiodicodelaenergia.com/las-importaciones-netas-de-gas-natural-a-espana-crecen-un-3-7-en-junio">importó</a> 25.173 GWh de gas, un 3,7 % más que el año anterior, con un 68,7 % procedente de GNL. Argelia fue el principal proveedor (43,6 %), seguida por EE. UU. (15 %) y Rusia (11,8 %). Aunque las exportaciones españolas cayeron un 40 %, Marruecos sigue siendo el destino prioritario. Así, la península ibérica funciona como muro de contención y trampolín de seguridad energética en una región fragmentada e interdependiente.</p>
<p>La innovación también suma puntos al papel español. En Barcelona, Enagás y Veolia han puesto en marcha un <a href="https://elperiodicodelaenergia.com/veolia-y-enagas-lanzan-en-barcelona-la-primera-red-para-recuperar-frio-en-una-terminal-gnl/">proyecto</a> pionero que aprovecha el “frío residual” del proceso de regasificación para climatización urbana. El sistema genera unos 131 GWh al año y evita la emisión de más de 32.000 toneladas de CO₂, prueba de cómo infraestructuras fósiles pueden reconvertirse en activos de sostenibilidad.</p>
<p>España cuenta con una significativa capacidad de regasificación y almacenamiento de GNL, lo que la posiciona como un actor clave para respaldar la seguridad de suministro en Europa.  Desde Bruselas, los expertos de <strong>Gas Infrastructure Europe (GIE)</strong> confirman que España ocupa un lugar crítico en la estrategia continental: “Las conexiones de gasoductos con Francia siguen congestionadas, lo que limita el flujo de gas hacia el resto del continente.</p>
<p>Aunque en el futuro podrían abrirse nuevas posibilidades con proyectos como BarMar, en el corto plazo la redistribución se hará principalmente mediante transbordos de GNL. Esto implicaría que los puertos españoles actúen como centros temporales de almacenamiento y recarga de cargamentos con destino a otros puertos europeos. Para que este mecanismo sea efectivo, las señales de precios del mercado —en particular la diferencia entre el hub español y el TTF holandés— deben ser lo suficientemente altas como para cubrir los costes de recarga y transporte”.</p>
<p><img alt="Imagen: Enagas /&gt;&lt;/p&gt;&lt;p&gt;En la misma línea, desde el &lt;strong&gt;Real Instituto Elcano&lt;/strong&gt; advierten de los límites estructurales: “La seguridad de suministro de España está garantizada por su parque de plantas de GNL, pero su aportación a la seguridad europea se ve limitada por los 8 bcm de capacidad de interconexión con el sur de Francia. Dados los planes europeos de descarbonización, parece poco probable que se construyan nuevas interconexiones gasistas transpirenaicas, por lo que la contribución española más allá de los intercambios con Francia será modesta y principalmente a través de operaciones de transbordo, como ocurrió con Italia en 2022”.&lt;/p&gt;
&lt;h3&gt;Riesgos persistentes y condicionantes del equilibrio energético&lt;/h3&gt;
&lt;p&gt;El escenario europeo sigue siendo frágil pese al respiro de este verano. El tercer trimestre de 2025 marcará el tono del invierno: si Asia mantiene una demanda contenida y el clima es benévolo, Europa podrá alcanzar cómodamente su objetivo de reservas del 86 % en octubre. Pero cualquier alteración —un frío temprano, un repunte de la demanda asiática o tensiones en rutas estratégicas como el canal de Suez— podría volver a disparar los precios justo cuando la inflación parecía bajo control.&lt;/p&gt;
&lt;p&gt;A principios de 2025, un episodio de frío intenso combinado con menor generación renovable elevó los &lt;a href=" src="https://cdn.elperiodicodelaenergia.com/2025/09/68c25ecb78b8f3bb8bf9be3c.jpg" /></p><p>En la misma línea, desde el <strong>Real Instituto Elcano</strong> advierten de los límites estructurales: “La seguridad de suministro de España está garantizada por su parque de plantas de GNL, pero su aportación a la seguridad europea se ve limitada por los 8 bcm de capacidad de interconexión con el sur de Francia. Dados los planes europeos de descarbonización, parece poco probable que se construyan nuevas interconexiones gasistas transpirenaicas, por lo que la contribución española más allá de los intercambios con Francia será modesta y principalmente a través de operaciones de transbordo, como ocurrió con Italia en 2022”.</p>
<h3>Riesgos persistentes y condicionantes del equilibrio energético</h3>
<p>El escenario europeo sigue siendo frágil pese al respiro de este verano. El tercer trimestre de 2025 marcará el tono del invierno: si Asia mantiene una demanda contenida y el clima es benévolo, Europa podrá alcanzar cómodamente su objetivo de reservas del 86 % en octubre. Pero cualquier alteración —un frío temprano, un repunte de la demanda asiática o tensiones en rutas estratégicas como el canal de Suez— podría volver a disparar los precios justo cuando la inflación parecía bajo control.</p>
<p>A principios de 2025, un episodio de frío intenso combinado con menor generación renovable elevó los <a href="https://elperiodicodelaenergia.com/el-gas-y-el-co2-vuelven-a-las-andadas-con-los-precios-mas-altos-de-los-ultimos-15-meses">precios</a> en primavera. Sin embargo, una vez recuperada la normalidad, con reservas plenas y oferta abundante, el sistema mostró su capacidad para amortiguar la volatilidad.</p>
<p>España, gracias a su mix renovable-gas y a su red de terminales, ha logrado amortiguar mejor la volatilidad que otras economías: mientras Alemania sufrió picos de hasta 550 €/MWh en la pasada primavera, los precios españoles se mantuvieron más contenidos. Sin embargo, este escudo no es absoluto. Una reducción en los envíos argelinos afectaría de inmediato a la cobertura nacional, y un encarecimiento global del GNL tendría un impacto directo sobre los hogares y la industria.</p>
<p>Empresas con capacidad de almacenamiento o reexportación podrían beneficiarse si el corazón de Europa vuelve a enfrentarse a un déficit de suministro. En este contexto, España no solo depende de las dinámicas globales, sino que puede erigirse en actor decisivo para estabilizar precios y garantizar la seguridad energética del continente.</p>