Reservas de gas en Europa al 61%, mínimo histórico que dispara precios
Las reservas de gas europeas caen a mínimos de varios años
Las reservas de gas de la Unión Europea se sitúan actualmente en torno al 61% de su capacidad total, el nivel más bajo registrado para estas fechas en los últimos años, incluso por debajo del dato de 2021. Esta situación está generando una presión notable sobre los precios del gas en pleno verano y plantea interrogantes sobre la seguridad de suministro energético de cara al próximo invierno.
El mercado del gas europeo se rige por dos momentos clave dentro de su calendario anual. El primero se produce a finales de marzo, cuando el nivel de las reservas tras el invierno determina cuánto gas hay que inyectar durante los meses de verano. El segundo llega a principios de octubre, cuando los almacenamientos reflejan el volumen disponible para afrontar la temporada de mayor consumo invernal.
Según datos de Gas Infrastructure Europe, el pasado 1 de abril los almacenamientos europeos se encontraban al 28% de su capacidad, el nivel de partida más bajo de los últimos cuatro años. Este punto de arranque obligaba a completar una campaña de llenado especialmente exigente en un contexto de mercado ya tensionado por el lado de la oferta.
Un ritmo de llenado insuficiente para cerrar la brecha
Cuatro meses y medio después de aquel mínimo, las reservas de gas se sitúan alrededor del 61%, aproximadamente un 20% por debajo de la media de los últimos siete años para estas mismas fechas del calendario.
El ritmo de inyección reciente permite dimensionar la magnitud del reto pendiente. Entre principios y mediados de agosto, los almacenamientos europeos avanzaron a un promedio de 0,27 puntos porcentuales diarios. De mantenerse este ritmo, las reservas alcanzarían aproximadamente el 73% el 1 de octubre, fecha de referencia para evaluar la preparación ante el invierno.
Este escenario obligaría a Europa a continuar las inyecciones de gas durante el otoño para seguir reconstruyendo inventarios, justo cuando la demanda comienza a repuntar de forma progresiva por el inicio de la temporada de calefacción. Cerrar la brecha respecto a los niveles habituales de los últimos años exige mantener un ritmo elevado de inyección y garantizar el acceso a volúmenes suficientes de gas, especialmente de gas natural licuado (GNL). Atraer ese suministro en un mercado internacional competitivo tiene un coste que se traslada directamente a los precios que paga la demanda europea durante el verano.
Los precios del gas TTF marcan máximos desde 2023
La necesidad urgente de llenar los almacenamientos coincide con una subida sostenida de los precios del gas en las últimas semanas. El pasado 18 de agosto, los futuros del gas TTF para el contrato Front-Month en el mercado ICE alcanzaron los 63,65 €/MWh, su nivel más alto desde finales de enero de 2023.
Un elemento adicional complica la situación: la curva de futuros no ofrece actualmente una prima invernal clara respecto a los contratos de los meses más próximos. Algunos contratos referidos a los meses de invierno cotizan en niveles similares, o incluso inferiores, a los del verano. Esta estructura de precios reduce el incentivo económico habitual para comprar gas durante el período de llenado, almacenarlo, y venderlo después a un precio superior en invierno.
Cuando la diferencia entre los precios actuales y los futuros de invierno no compensa suficientemente los costes de almacenamiento, esta operación pierde atractivo comercial. Sin embargo, Europa sigue necesitando completar sus reservas antes de que arranque la temporada fría. Esta combinación obliga a mantener elevada la demanda de gas para inyección incluso con una señal de precios poco favorable, lo que contribuye a intensificar la presión sobre el mercado durante los meses estivales.
Geopolítica y menor oferta añaden presión al mercado
Junto a los factores puramente de mercado, la geopolítica constituye otro foco relevante de tensión. El conflicto entre Estados Unidos, Israel e Irán ha reducido drásticamente el tráfico marítimo por el estrecho de Ormuz, afectando al suministro mundial de GNL, en particular al procedente de Catar. La incertidumbre sobre la normalización de este tráfico mantiene una prima de riesgo elevada en los mercados energéticos internacionales.
En paralelo, la progresiva eliminación de las importaciones europeas de gas ruso reduce aún más las alternativas de suministro disponibles para el continente. A esto se suman los trabajos de mantenimiento programados en instalaciones noruegas durante agosto, que han reducido temporalmente los flujos procedentes del principal proveedor de gas por gasoducto de Europa.
La combinación de todos estos factores resulta especialmente relevante durante la actual campaña de llenado. Europa necesita atraer gas suficiente tanto para cubrir el consumo corriente como para seguir incrementando unos inventarios que partieron de niveles excepcionalmente bajos al finalizar el invierno pasado. Analistas del sector, como Wood Mackenzie, ya advierten de que las reservas europeas podrían situarse por debajo del 70% antes del inicio del próximo invierno, en un contexto marcado por el retorno de la demanda asiática a niveles de 2025 y una oferta global que no termina de crecer al ritmo necesario.