¿Por qué España llega al invierno con menos reservas de gas natural?

España encara el invierno de 2026-2027 con bastante menos gas almacenado que en los dos años anteriores, pero eso no significa que el país esté cerca de quedarse sin suministro. A 17 de septiembre, los almacenamientos subterráneos españoles estaban al 73,44% de su capacidad, con unos 26,32 TWh de gas guardados. Es un nivel claramente inferior al de hace un año, aunque todavía supera la media de la Unión Europea, situada en el 68,84%.

La posición española es, de hecho, bastante particular. Hay menos colchón bajo tierra, sí, pero el sistema dispone de una enorme infraestructura para recibir gas natural licuado (GNL) por barco y mantiene una conexión directa con Argelia, uno de sus principales proveedores. El riesgo inmediato de desabastecimiento es reducido; donde empieza a apretar el zapato es en otro lugar: los precios internacionales del gas, el mayor consumo de los ciclos combinados y la necesidad de recomponer reservas antes de que llegue el frío serio.

España tiene menos gas almacenado, pero más margen que Europa

El descenso es llamativo porque veníamos de años excepcionalmente cómodos. España se encuentra en torno al 73,44% de llenado, frente al 86,34% registrado aproximadamente en las mismas fechas de 2025. La diferencia ronda los 13 puntos porcentuales. No es pequeña y explica por qué el nivel de reservas vuelve a ocupar un lugar central cuando el calendario se acerca al invierno.

Pero Europa llega todavía peor. Las reservas de la Unión Europea estaban el 17 de septiembre en el 68,84%, con aproximadamente 778,98 TWh almacenados. Y el mapa es muy desigual: Alemania rondaba el 56,02%; Países Bajos, el 53,65%; Francia, el 78,01%; Italia, el 85,1%; Portugal alcanzaba el 93,92% y Polonia se acercaba al lleno con un 98,28%. España queda así por encima de la media comunitaria, aunque lejos de los países con los depósitos más cargados.

Conviene no confundir ese porcentaje con el gas disponible para todo el invierno. Un almacenamiento al 73% no significa que España disponga únicamente del 73% del combustible que necesitará. Los depósitos subterráneos funcionan como un colchón que complementa las importaciones que siguen entrando cada día mediante gasoductos y buques metaneros.

El sistema, por tanto, no es una despensa que se llena en septiembre para ir vaciándose hasta marzo. Mientras consume, España también recibe gas. Ese detalle explica por qué un mismo porcentaje puede resultar mucho más inquietante en un país muy dependiente de sus almacenes que en otro con varias vías alternativas de suministro.

El 90% sigue marcando el calendario antes del frío

España había fijado para 2026 una trayectoria que situaba el almacenamiento subterráneo en el 80% el 1 de septiembre y contemplaba un objetivo del 90% asociado al comienzo de noviembre. La normativa europea introdujo, no obstante, mayor flexibilidad para alcanzar esos niveles dentro de una ventana más amplia entre octubre y diciembre.

La idea es bastante terrenal: evitar que todos los países salgan a comprar gas al mismo tiempo y a cualquier precio solo para cumplir una fecha concreta. Esa carrera por llenar depósitos puede provocar justamente lo que se intenta evitar, es decir, tensionar artificialmente los precios cuando compradores europeos compiten por los mismos cargamentos.

Hay otra letra pequeña importante. Determinadas obligaciones españolas de existencias mínimas pueden cumplirse, total o parcialmente, mediante GNL almacenado en las plantas de regasificación. Por eso el porcentaje de los depósitos subterráneos no cuenta toda la historia del colchón energético español.

Aun con esos matices, España necesita seguir llenando. Las semanas previas al frío son especialmente relevantes porque la calefacción empieza a elevar el consumo y resulta más difícil incrementar reservas cuando la demanda invernal ya está funcionando a pleno ritmo.

La gran ventaja española está en los barcos y en Argelia

España conserva una baza que quedó muy clara durante la crisis energética de 2022: su gran capacidad de regasificación. Las terminales españolas representan alrededor del 30% de la capacidad de regasificación de la Unión Europea y aproximadamente el 40% de su capacidad de almacenamiento en tanques de GNL.

Dicho de otra manera, cuando el gas llega por mar, la Península dispone de muchas más puertas de entrada que buena parte del continente. Esa infraestructura permite recibir cargamentos procedentes de distintos países, descargarlos, almacenarlos y convertir nuevamente el GNL en gas para introducirlo en la red.

A ello se suma el suministro procedente del norte de África. El gas argelino puede llegar directamente a España mediante la conexión con Almería, reduciendo la necesidad de depender exclusivamente de metaneros y del mercado internacional de GNL. Gasoductos y barcos forman así dos vías de entrada complementarias.

Esta combinación no vuelve inmune al mercado español. Una crisis internacional puede encarecer el GNL aunque no corte físicamente el suministro argelino. Tener varias puertas abiertas reduce el riesgo de quedarse sin combustible, pero no impide que el precio suba con fuerza cuando el mercado mundial se estrecha.

Estados Unidos y Argelia sostienen buena parte del suministro

Los datos de agosto muestran con claridad esa diversificación. Estados Unidos fue el primer origen del gas recibido en España durante ese mes, con un 38,9% del total, mientras Argelia aportó otro 34,7%. Rusia representó el 7,2%, Nigeria el 6,4% y Noruega el 6,2%.

En los ocho primeros meses de 2026, Argelia mantuvo el liderazgo acumulado con el 34,8% de los suministros, seguida de Estados Unidos con el 28,7%. España había recibido gas procedente de 14 países diferentes durante el año, una diversidad que sirve como amortiguador ante problemas localizados en una ruta concreta.

El GNL representó el 60,8% de los aprovisionamientos de agosto y el gas recibido mediante tubería, el 39,2%. La mezcla importa. Si falla una ruta existen alternativas, aunque no todas cuestan lo mismo ni pueden sustituirse de un día para otro.

Las tensiones alrededor del estrecho de Ormuz han añadido incertidumbre al mercado mundial. España mantiene una exposición directa limitada al gas del Golfo Pérsico, pero eso no la aísla del precio internacional. Un cargamento estadounidense que quiera comprar España también puede interesar a Alemania, Italia, Corea del Sur o Japón. La competencia por el GNL es global.

Los ciclos combinados están gastando bastante más gas

Hay otro motivo detrás de unas reservas menos exuberantes: España está utilizando más gas para producir electricidad. En agosto, la demanda nacional aumentó un 9,1% interanual, hasta 25.086 GWh. El consumo destinado a generación eléctrica subió un 31%, hasta 11.952 GWh, mientras la demanda convencional de hogares, comercios e industria descendió un 5,2%.

En los primeros ocho meses del año el consumo total acumuló un crecimiento del 2,3%, pero el utilizado para generación eléctrica se disparó un 17%, hasta acercarse a 70.000 GWh. Dicho sin demasiada ceremonia: no son las familias encendiendo la calefacción en agosto. Son, sobre todo, las centrales de ciclo combinado trabajando más.

Y el gas que entra en una turbina para producir electricidad no entra al mismo tiempo en un almacenamiento. Ahí aparece una de las diferencias respecto a otros veranos, cuando fue posible reponer reservas con mayor rapidez y encarar el otoño con los depósitos prácticamente rebosantes.

Los ciclos combinados cumplen además una función relevante dentro del sistema eléctrico español. Proporcionan generación gestionable cuando la producción eólica o solar no alcanza para cubrir la demanda. Cuantas más horas tengan que funcionar durante el otoño, más difícil resulta engordar las reservas antes de los meses fríos.

El mayor peligro está en el precio, no en quedarse sin gas

El mercado ya refleja esa tensión. A mediados de septiembre, las referencias españolas de gas para entrega inmediata se movían alrededor de los 78 euros por MWh, mientras los contratos para los meses siguientes continuaban en niveles elevados. Las referencias europeas también permanecían muy por encima de las cotizaciones próximas a 30 euros vistas antes del actual episodio de tensión.

No estamos en los más de 300 euros por MWh de los peores momentos de 2022. Ni de lejos. Pero tampoco en un mercado tranquilo. Europa entra en el invierno con menos reservas y Estados Unidos ha ganado todavía más peso como suministrador. Si Asia incrementa sus compras, Europa tendrá que competir con más fuerza por los mismos barcos.

Para el consumidor español, un gas mayorista más caro no se traslada automáticamente ni de inmediato a cada factura doméstica. Depende del contrato, de las revisiones tarifarias y del tipo de suministro. Pero termina filtrándose por diferentes canales y uno de ellos es la electricidad.

Cuando las centrales de ciclo combinado entran en el mercado y resultan necesarias para cubrir la demanda, un combustible caro puede presionar al alza el coste eléctrico. Por eso unas reservas más bajas no son únicamente una cuestión de seguridad física: también afectan al margen frente a episodios de precios elevados.

Un invierno frío cambiaría rápidamente el escenario

El escenario realmente incómodo sería una combinación de varios factores: un invierno especialmente frío en Europa, una utilización intensa de los ciclos combinados españoles, problemas prolongados en las rutas internacionales, mayor demanda asiática de GNL y alguna incidencia adicional en los suministros por gasoducto. Cada elemento por separado es manejable; juntos, estrecharían considerablemente el margen del sistema.

En el extremo contrario, unas temperaturas suaves, buena producción renovable y continuidad en las entradas desde Argelia y Estados Unidos permitirían atravesar los meses fríos con bastante menos presión. El tiempo, como casi siempre en el mercado energético, puede mover millones simplemente haciendo bajar unos grados el termómetro.

España conserva colchón, pero se acabó la abundancia de reservas

España no entra en el invierno de 2026-2027 ante una amenaza inmediata de desabastecimiento. Tiene más gas almacenado que la media europea, una potente red de terminales de GNL, acceso directo al gas argelino y una cartera de proveedores diversificada. Son ventajas importantes frente a otros países europeos.

Pero tampoco llega con aquella imagen casi extravagante de depósitos prácticamente llenos que vimos en temporadas anteriores. El 73,44% actual deja menos margen ante un invierno duro y obliga a continuar reponiendo existencias en un mercado considerablemente más caro. El almacenamiento español está unos 13 puntos por debajo del nivel comparable de 2025 y el consumo de gas para producir electricidad ha crecido con fuerza.

La preocupación española tiene, por tanto, un matiz propio. Con los datos actuales, el problema no está en un país al borde de quedarse sin gas, sino en cuánto puede costar mantener el suministro si Europa llega a diciembre con reservas débiles y aumenta la competencia internacional por los mismos cargamentos. Gas hay. Conseguirlo a buen precio es otra historia.