{"id":171705,"date":"2026-09-17T09:11:14","date_gmt":"2026-09-17T07:11:14","guid":{"rendered":"https:\/\/aleasoft.com\/?p=171705"},"modified":"2026-09-17T09:11:18","modified_gmt":"2026-09-17T07:11:18","slug":"invierno-2026-2027-gas-maximos-reservas-minimos","status":"publish","type":"post","link":"https:\/\/aleasoft.com\/es\/invierno-2026-2027-gas-maximos-reservas-minimos\/","title":{"rendered":"Invierno 2026-2027 en Europa: qui\u00e9n llega mejor preparado con el gas en m\u00e1ximos y las reservas en m\u00ednimos"},"content":{"rendered":"

AleaSoft Energy Forecasting, 16 de septiembre de 2026. El gas natural europeo cotiza en m\u00e1ximos no vistos desde finales de 2022 y las reservas de la Uni\u00f3n Europea se sit\u00faan muy por debajo de la media de los \u00faltimos a\u00f1os para estas fechas. Sin embargo, el mix de generaci\u00f3n, la dependencia del gas para calefacci\u00f3n e industria y la capacidad de interconexi\u00f3n de cada pa\u00eds determinan una exposici\u00f3n muy distinta de cara al invierno entre los principales mercados el\u00e9ctricos europeos.<\/strong><\/p>\n

AleaSoft - invierno 2026 2027<\/a><\/div>\n

Los precios del gas alcanzan m\u00e1ximos de tres a\u00f1os mientras las reservas europeas se quedan cortas<\/h2>\n

El precio del gas natural<\/strong> en el mercado de referencia europeo, el TTF<\/strong>, cotizaba el 16 de septiembre de 2026 en 81,07 \u20ac\/MWh en el mercado spot, tras marcar un m\u00e1ximo anual de 83,97 \u20ac\/MWh un d\u00eda antes. Son niveles que no se registraban desde el cierre de 2022, cuando el mercado todav\u00eda reflejaba la crisis energ\u00e9tica posterior a la invasi\u00f3n de Ucrania, y suponen una subida del 187% respecto a principios de a\u00f1o. El futuro front-quarter del TTF se mueve en la misma direcci\u00f3n, situ\u00e1ndose en 79,95 \u20ac\/MWh el 15 de septiembre, un 191% m\u00e1s que a inicios de a\u00f1o. A esta subida de precios se suma un nivel de reservas ajustado, el llenado de los almacenamientos de la Uni\u00f3n Europea era del 68,49% el 15 de septiembre de 2026, muy por debajo del 80,83% de la misma fecha de 2025 y de niveles superiores al 93% en 2023 y 2024, una combinaci\u00f3n que constituye un riesgo para los mercados el\u00e9ctricos europeos.<\/p>\n

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

Alemania y Francia afrontan el invierno con menos margen que hace un a\u00f1o<\/h2>\n

Alemania<\/strong> concentra buena parte del riesgo de este invierno. Sin generaci\u00f3n nuclear desde 2023, con un peso elevado del gas natural en generaci\u00f3n el\u00e9ctrica, calefacci\u00f3n e industria, y con sus terminales de GNL<\/strong> flotantes cubriendo el hueco dejado por el gas ruso, el pa\u00eds llega con el llenado de sus almacenamientos en el 55,93%, casi 20 puntos porcentuales por debajo del 76% de hace un a\u00f1o, la mayor ca\u00edda interanual de los grandes mercados europeos. Esa combinaci\u00f3n explica que el futuro de electricidad del mercado EEX para el cuarto trimestre de 2026 cotizase en Alemania en 173,61 \u20ac\/MWh el 15 de septiembre, uno de los niveles absolutos m\u00e1s altos entre los grandes mercados continentales.<\/p>\n

Francia<\/strong> suele citarse como el mercado mejor protegido gracias a su parque nuclear, y la previsi\u00f3n de EDF para 2026 y 2027 est\u00e1 en el rango de 350 a 370 TWh, de acuerdo con la gu\u00eda de finales de 2025. Sin embargo, ese colch\u00f3n nuclear est\u00e1 m\u00e1s ajustado de lo habitual este invierno. El reactor EPR de Flamanville-3, de unos 1,6 GW, entra en parada en septiembre de 2026 para su primera gran revisi\u00f3n, con una duraci\u00f3n estimada de un a\u00f1o, por lo que estar\u00e1 fuera de servicio durante todo el invierno. Con todo, el nivel de reservas de gas en Francia, del 77,16% frente al 90% de 2025, y el futuro el\u00e9ctrico de Q4\u20112026 del mercado EEX en 159,70 \u20ac\/MWh a 15 de septiembre, siguen reflejando una posici\u00f3n m\u00e1s c\u00f3moda que la alemana, aunque con menos margen del que suele atribuirse a este mercado.<\/p>\n

Italia, Espa\u00f1a y Portugal: distinta dependencia del gas, distinta exposici\u00f3n<\/h2>\n

Italia<\/strong> mantiene una fuerte dependencia del gas natural en su mix de generaci\u00f3n, lo que la convierte en uno de los mercados m\u00e1s sensibles a cualquier movimiento del TTF. El llenado de sus almacenamientos se sit\u00faa en el 84,80%, solo unos 5 puntos por debajo del 90% de 2025, la menor ca\u00edda entre los grandes mercados analizados, pero esa fortaleza relativa en reservas no evita que sea el mercado con los precios el\u00e9ctricos m\u00e1s altos del grupo, con el futuro Q4\u20112026 en 214,77 \u20ac\/MWh y el Q1\u20112027 en 198,45 \u20ac\/MWh en el mercado EEX el d\u00eda 15 de septiembre.<\/p>\n

Espa\u00f1a<\/strong> y Portugal<\/strong> parten de una posici\u00f3n distinta, con un peso del gas mucho menor que en Italia en la generaci\u00f3n el\u00e9ctrica gracias al parque renovable y a la nuclear en Espa\u00f1a, y con niveles de llenado de sus almacenamientos del 73,44% y el 93,95% respectivamente, frente al 86,34% y el 99,54% de 2025. Pese a ello, el gas sigue actuando como combustible marginal en las horas en que fija el precio del mercado ib\u00e9rico, y la capacidad de interconexi\u00f3n<\/strong> con Francia sigue siendo limitada para exportar el excedente renovable o importar electricidad en momentos de tensi\u00f3n. El futuro Q4\u20112026 en el mercado EEX espa\u00f1ol cotiz\u00f3 en 150,14 \u20ac\/MWh el 15 de septiembre, un 126% m\u00e1s que a principios de a\u00f1o.<\/p>\n

Reino Unido y Polonia: riesgos distintos<\/h2>\n

Reino Unido<\/strong> combina una elevada dependencia del gas natural, tanto en generaci\u00f3n como en calefacci\u00f3n, con una capacidad de almacenamiento estructuralmente reducida desde el cierre de la instalaci\u00f3n de Rough, lo que sit\u00faa su llenado en apenas el 31,31%. Al estar fuera del mercado \u00fanico europeo, su exposici\u00f3n depende en mayor medida de las interconexiones con el continente y de sus propias importaciones de GNL. En el mercado EEX, el futuro brit\u00e1nico Q1\u20112027 alcanz\u00f3 el 15 de septiembre los 162,36 \u20ac\/MWh, un 112% por encima del precio de cierre del 2 de enero.<\/p>\n

Polonia<\/strong> presenta un perfil distinto. Su llenado de almacenamiento a 15 de septiembre, del 98,25%, es incluso superior al 96,23% de hace un a\u00f1o, gracias a una pol\u00edtica activa de diversificaci\u00f3n de suministro tras el fin de las importaciones de gas ruso. El riesgo polaco no est\u00e1 tanto en las reservas como en la transici\u00f3n de su mix de generaci\u00f3n, todav\u00eda muy dependiente del carb\u00f3n, hacia una mayor proporci\u00f3n de gas y renovables, un proceso que condiciona su exposici\u00f3n futura al mercado del gas de un modo distinto al del resto de mercados analizados.<\/p>\n

Mecanismos de mitigaci\u00f3n ante un invierno m\u00e1s ajustado<\/h2>\n

Ante este escenario, los distintos mercados disponen de herramientas para amortiguar el impacto. Los contratos de suministro a largo plazo y las estrategias de cobertura<\/strong> permiten a comercializadoras y grandes consumidores fijar parte de su exposici\u00f3n antes de que la volatilidad se traslade a la factura. Las reservas estrat\u00e9gicas y los mecanismos de solidaridad de la Uni\u00f3n Europea, activados en anteriores episodios de tensi\u00f3n, ofrecen una red de seguridad adicional ante una disrupci\u00f3n severa del suministro.<\/p>\n

El refuerzo de las interconexiones<\/strong>, tanto el\u00e9ctricas como gasistas, entre la pen\u00ednsula ib\u00e9rica y el resto del continente, y entre los mercados del norte y el sur de Europa, sigue siendo la medida estructural m\u00e1s importante para reducir las diferencias de exposici\u00f3n entre los diferentes mercados europeos, pero su desarrollo excede el horizonte de este invierno.<\/p>\n

Los riesgos que pueden tensionar a\u00fan m\u00e1s el mercado<\/h2>\n

Varios factores podr\u00edan presionar todav\u00eda m\u00e1s los precios en los pr\u00f3ximos meses. Una ola de fr\u00edo prolongada en pleno invierno obligar\u00eda a un ritmo de extracci\u00f3n de los almacenamientos m\u00e1s r\u00e1pido. La competencia con Asia por los cargamentos de GNL disponibles, en un mercado global donde cualquier variaci\u00f3n de la demanda en China o Jap\u00f3n se traslada r\u00e1pidamente al precio, es otro factor de riesgo, al igual que la persistencia de la tensi\u00f3n geopol\u00edtica en las zonas de tr\u00e1nsito del gas licuado.<\/p>\n

En el plano meteorol\u00f3gico, la agencia estadounidense NOAA sit\u00faa el \u00edndice ENSO Ni\u00f1o 3.4 en 1,8 \u00b0C en agosto de 2026 y otorga m\u00e1s del 90% de probabilidad a un episodio de El Ni\u00f1o muy fuerte durante el oto\u00f1o y el invierno, con un 75% de probabilidad de que el trimestre de octubre a diciembre supere los 2,5 \u00b0C, un nivel excepcional desde 1950. Un episodio de esta magnitud suele asociarse a inviernos m\u00e1s suaves y h\u00famedos en el oeste y el sur de Europa, un patr\u00f3n que la propia AEMET recoge en su previsi\u00f3n estacional para Espa\u00f1a, con temperaturas en el tercil superior para el trimestre de septiembre a noviembre. No obstante, existe un mayor riesgo de irrupciones fr\u00edas puntuales si se debilita el v\u00f3rtice polar.<\/p>\n

Los efectos en los mercados el\u00e9ctricos: precio marginal y volatilidad<\/h2>\n

El gas natural contin\u00faa siendo, en la mayor\u00eda de los mercados, el combustible marginal que fija el precio de la electricidad durante muchas horas en Europa, por lo que cualquier movimiento del TTF se traslada con relativa rapidez a los precios de los mercados de electricidad. Esa transmisi\u00f3n no es, sin embargo, uniforme a lo largo del d\u00eda, y la volatilidad<\/strong> esperada para este invierno constituye una oportunidad relevante para la lectura de los diferenciales de precios entre horas y para la operaci\u00f3n de bater\u00edas<\/strong> y otros activos de almacenamiento de energ\u00eda<\/strong>, capaces de capturar valor precisamente en los momentos de mayor tensi\u00f3n entre oferta y demanda. Un invierno con reservas ajustadas y precios de gas elevados es, en ese sentido, un escenario en el que la gesti\u00f3n activa de la posici\u00f3n, m\u00e1s que la simple exposici\u00f3n al mercado, marca la diferencia en el resultado final.<\/p>\n

Un invierno marcado por la incertidumbre en los mercados de energ\u00eda<\/h2>\n

El invierno 2026-2027 se presenta con un mercado del gas con precios m\u00e1s elevados y unas reservas m\u00e1s ajustadas que en los \u00faltimos ejercicios, en un contexto en el que la exposici\u00f3n real de cada mercado el\u00e9ctrico europeo depende de factores muy distintos, desde el mix de generaci\u00f3n hasta la disponibilidad de la propia flota nuclear. Ante la incertidumbre de los mercados de energ\u00eda, la capacidad de anticipar la evoluci\u00f3n de los precios del gas y de la electricidad, mercado por mercado, se convierte en un factor esencial para la toma de decisiones. AleaSoft Energy Forecasting<\/strong> sigue de cerca la evoluci\u00f3n de estos mercados a trav\u00e9s de AleaBlue<\/strong>, su divisi\u00f3n de previsiones de corto y medio plazo<\/a>.<\/p>\n

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

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