{"id":170683,"date":"2026-08-19T14:24:11","date_gmt":"2026-08-19T12:24:11","guid":{"rendered":"https:\/\/aleasoft.com\/?p=170683"},"modified":"2026-08-19T14:24:16","modified_gmt":"2026-08-19T12:24:16","slug":"reservas-gas-europeas-minimos-presion-precios-riesgo-invierno","status":"publish","type":"post","link":"https:\/\/aleasoft.com\/es\/reservas-gas-europeas-minimos-presion-precios-riesgo-invierno\/","title":{"rendered":"Las reservas de gas europeas, en m\u00ednimos de los \u00faltimos a\u00f1os: presi\u00f3n en los precios de verano y riesgo para el invierno"},"content":{"rendered":"

AleaSoft Energy Forecasting, 19 de agosto de 2026. Las reservas de gas de la Uni\u00f3n Europea se sit\u00faan actualmente en torno al 61% de su capacidad, el nivel m\u00e1s bajo para estas fechas de los \u00faltimos a\u00f1os, incluso por debajo del registrado en 2021. En los \u00faltimos d\u00edas, los precios del gas han subido y, el 18 de agosto, los futuros del gas TTF alcanzaron su valor m\u00e1s alto desde inicios de 2023. La necesidad de restituir los inventarios ya est\u00e1 presionando los precios este verano, mientras que el nivel de reservas con el que Europa llegue a octubre condicionar\u00e1 su exposici\u00f3n durante el pr\u00f3ximo invierno.<\/strong><\/p>\n

Dos fechas que ordenan el a\u00f1o del gas europeo<\/h2>\n

Hay dos momentos clave en el calendario del mercado del gas<\/strong> europeo. El primero llega al terminar el invierno, a finales de marzo, cuando el nivel de las reservas determina cu\u00e1nto gas ser\u00e1 necesario inyectar durante el verano. El segundo llega a principios de octubre, cuando los almacenamientos muestran el volumen disponible para afrontar los meses de invierno con mayor consumo.<\/p>\n

Este a\u00f1o, ambas referencias adquieren una importancia especial. Seg\u00fan los datos de Gas Infrastructure Europe, el 1 de abril de 2026 los almacenamientos europeos se encontraban al 28% de su capacidad, el nivel m\u00e1s bajo de los \u00faltimos cuatro a\u00f1os. Este punto de partida obligaba a afrontar una campa\u00f1a de llenado especialmente exigente en un mercado ya tensionado por el lado de la oferta.<\/p>\n

Un llenado m\u00e1s lento de lo necesario<\/h2>\n

Cuatro meses y medio despu\u00e9s, las reservas de gas<\/strong> se sit\u00faan alrededor del 61%, aproximadamente un 20% por debajo de la media de los \u00faltimos siete a\u00f1os para estas fechas.<\/p>\n

AleaSoft - reservas gas union europea<\/a><\/div>\n

El ritmo reciente permite dimensionar el reto. Entre principios y mediados de agosto, los almacenamientos avanzaron una media de 0,27 puntos porcentuales diarios. Si este ritmo se mantuviera, llegar\u00edan al 1 de octubre en torno al 73%. Europa tendr\u00eda que continuar las inyecciones durante el oto\u00f1o para seguir reconstruyendo las reservas, coincidiendo ya con el aumento progresivo de la demanda asociado a la calefacci\u00f3n.<\/p>\n

Cerrar la brecha con los niveles de los \u00faltimos a\u00f1os exige mantener un ritmo elevado de inyecci\u00f3n y asegurar suficientes vol\u00famenes de gas para Europa, especialmente de gas natural licuado<\/strong>. Atraer esos suministros en un mercado global competitivo tiene un coste, y la necesidad de seguir llenando los almacenamientos a\u00f1ade presi\u00f3n a la demanda europea durante el verano.<\/p>\n

Una se\u00f1al de precios poco favorable para almacenar<\/h2>\n

Esta necesidad de llenar los almacenamientos coincide con una subida de los precios del gas<\/strong> en los \u00faltimos d\u00edas. El 18 de agosto, los futuros del gas TTF<\/strong> para el Front\u2011Month en el mercado ICE<\/strong> alcanzaron los 63,65\u00a0\u20ac\/MWh, el nivel m\u00e1s alto desde finales de enero de 2023.<\/p>\n

Al mismo tiempo, la curva de futuros<\/strong> no ofrece actualmente una prima invernal clara respecto a los meses m\u00e1s pr\u00f3ximos. Algunos contratos para los meses de invierno cotizan en niveles similares o incluso inferiores. Esta estructura reduce el incentivo econ\u00f3mico habitual para comprar gas durante el per\u00edodo de llenado, almacenarlo y venderlo posteriormente a un precio superior.<\/p>\n

Cuando la diferencia entre los precios actuales y los del invierno no compensa suficientemente los costes asociados al almacenamiento, esta operaci\u00f3n pierde atractivo desde el punto de vista comercial. Sin embargo, Europa sigue necesitando rellenar sus reservas antes de la temporada de invierno. Esta combinaci\u00f3n obliga a mantener la demanda de gas para inyecci\u00f3n incluso con una se\u00f1al de precios poco favorable y contribuye a aumentar la presi\u00f3n sobre el mercado durante el verano.<\/p>\n

Ormuz, el gas ruso y una oferta m\u00e1s estrecha<\/h2>\n

La geopol\u00edtica constituye otro importante foco de presi\u00f3n. El conflicto entre Estados Unidos, Israel e Ir\u00e1n ha reducido dr\u00e1sticamente el tr\u00e1fico por el estrecho de Ormuz y ha afectado al suministro mundial de GNL, especialmente al procedente de Catar. La incertidumbre sobre la normalizaci\u00f3n del tr\u00e1fico mar\u00edtimo mantiene una elevada prima de riesgo en los mercados de energ\u00eda.<\/p>\n

En paralelo, la eliminaci\u00f3n progresiva de las importaciones europeas de gas ruso reduce las alternativas de suministro que todav\u00eda permanec\u00edan disponibles. A ello se a\u00f1aden los trabajos de mantenimiento en instalaciones noruegas durante agosto, que reducen temporalmente los flujos procedentes del principal proveedor de gas por gasoducto de Europa.<\/p>\n

La combinaci\u00f3n de estas circunstancias resulta especialmente relevante durante la campa\u00f1a de llenado. Europa necesita atraer suficiente gas para cubrir el consumo corriente y, al mismo tiempo, continuar incrementando unos inventarios que partieron de niveles excepcionalmente bajos al terminar el invierno.<\/p>\n

Los objetivos europeos de llenado y su flexibilidad<\/h2>\n

El marco regulatorio europeo mantiene un objetivo de llenado del 90%, pero, desde la reforma del Reglamento de almacenamiento de gas, en vigor desde septiembre de 2025, este nivel puede alcanzarse en cualquier momento entre el 1 de octubre y el 1 de diciembre. La normativa permite adem\u00e1s una desviaci\u00f3n de hasta diez puntos porcentuales cuando existan condiciones dif\u00edciles para el llenado, ampliable en cinco puntos adicionales por la Comisi\u00f3n Europea si estas condiciones persisten. El reglamento estar\u00e1 vigente hasta finales de 2027.<\/p>\n

Esta flexibilidad busca evitar que la obligaci\u00f3n de alcanzar un determinado nivel de reservas concentre las compras y empuje los precios al alza durante el verano. Ante las condiciones actuales, la Comisi\u00f3n Europea considera que un nivel del 80% ser\u00eda suficiente para garantizar el suministro durante el invierno y t\u00e9cnicamente alcanzable. Esta mayor flexibilidad puede aliviar la presi\u00f3n compradora durante el verano, aunque implica afrontar el invierno con un menor margen de seguridad en los almacenamientos.<\/p>\n

Por qu\u00e9 2026 no es 2021<\/h2>\n

La comparaci\u00f3n con 2021 es pertinente, aunque las condiciones actuales son diferentes. Europa afront\u00f3 aquel invierno con reservas reducidas y una dependencia mucho mayor del gas ruso por gasoducto. Esa vulnerabilidad contribuy\u00f3 a tensionar el mercado antes de que la invasi\u00f3n de Ucrania agravara de forma extraordinaria la crisis energ\u00e9tica.<\/p>\n

Cinco a\u00f1os despu\u00e9s, existen diferencias relevantes. Europa dispone de una mayor capacidad de regasificaci\u00f3n, el consumo de gas se mantiene por debajo de los niveles previos a la crisis y la dependencia del suministro ruso se ha reducido considerablemente. Adem\u00e1s, la entrada de nueva capacidad mundial de producci\u00f3n de GNL ampl\u00eda progresivamente las alternativas de suministro.<\/p>\n

El crecimiento de las energ\u00edas renovables<\/strong> tambi\u00e9n contribuye a reducir las necesidades de gas para generaci\u00f3n el\u00e9ctrica durante las horas de mayor producci\u00f3n fotovoltaica<\/strong> y producci\u00f3n e\u00f3lica<\/strong>.<\/p>\n

Estas diferencias hacen que unas reservas bajas no tengan necesariamente las mismas consecuencias que en 2021. Sin embargo, s\u00ed aumentan la sensibilidad del mercado ante cualquier acontecimiento adverso.<\/p>\n

Del gas almacenado al precio de la electricidad<\/h2>\n

El volumen almacenado constituye uno de los principales m\u00e1rgenes de seguridad frente a los imprevistos. Con menos gas en los almacenamientos, un invierno fr\u00edo, un per\u00edodo prolongado de baja producci\u00f3n renovable o una nueva interrupci\u00f3n del suministro de GNL pueden trasladarse con mayor rapidez a los precios.<\/p>\n

Esta tensi\u00f3n tambi\u00e9n alcanza a los mercados el\u00e9ctricos europeos<\/strong>, donde las centrales de gas contin\u00faan fijando el precio marginal durante numerosas horas. Un aumento del precio del gas incrementa directamente el coste de generaci\u00f3n de los ciclos combinados. Por ello, una mayor tensi\u00f3n en el mercado del gas puede trasladarse r\u00e1pidamente a los precios de la electricidad.<\/p>\n

Esta relaci\u00f3n explica por qu\u00e9 la evoluci\u00f3n de las reservas europeas no resulta relevante \u00fanicamente para los operadores gasistas. Comercializadoras, generadores y grandes consumidores de electricidad tambi\u00e9n necesitan seguir de cerca el ritmo de llenado y las perspectivas de suministro para anticipar su posible impacto en los mercados el\u00e9ctricos durante los pr\u00f3ximos meses.<\/p>\n

Previsiones para anticipar escenarios con AleaBlue y AleaGreen<\/h2>\n

AleaBlue<\/strong>, la divisi\u00f3n de AleaSoft Energy Forecasting<\/strong> especializada en previsiones de corto y medio plazo, ofrece previsiones<\/a> con horizontes de hasta tres a\u00f1os que permiten analizar la evoluci\u00f3n de los precios del gas y de la electricidad, identificar ventanas de cobertura y cuantificar el riesgo asociado a cada estrategia de compra.<\/p>\n

Para las decisiones de inversi\u00f3n y financiaci\u00f3n, AleaGreen<\/strong>, la divisi\u00f3n especializada en previsiones de largo plazo<\/a>, proporciona curvas bancables de precios de los mercados el\u00e9ctricos, bandas de confianza y escenarios probabil\u00edsticos basados en hip\u00f3tesis coherentes sobre la evoluci\u00f3n de los combustibles, la volatilidad de precios<\/strong> y los precios capturados por las energ\u00edas renovables.<\/p>\n

Octubre marcar\u00e1 el punto de partida del invierno<\/h2>\n

El nivel de las reservas con el que Europa llegue a octubre ser\u00e1 una de las principales referencias para los mercados de energ\u00eda durante los pr\u00f3ximos meses. Unos almacenamientos por debajo de los niveles de los \u00faltimos a\u00f1os no implican necesariamente problemas de suministro, pero s\u00ed reducen el margen para absorber un invierno fr\u00edo, una menor producci\u00f3n renovable o nuevas tensiones en las importaciones de gas, y propician una mayor volatilidad en los precios tanto del gas como de los mercados de electricidad.<\/p>\n

La presi\u00f3n para reconstruir las reservas ya est\u00e1 influyendo en los precios durante el verano. A medida que se acerque el invierno, el ritmo de llenado, las temperaturas y la disponibilidad de GNL determinar\u00e1n hasta qu\u00e9 punto esa tensi\u00f3n se mantiene o aumenta.<\/p>\n

Fuente: AleaSoft Energy Forecasting<\/strong>.<\/p>\n","protected":false},"excerpt":{"rendered":"

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