El nuevo mercado del GNL global pone en serios problemas a una Europa cada vez más aislada

El mercado global de gas natural licuado (GNL) opera hoy bajo estrictas reglas de seguridad nacional, dejando atrás la lógica puramente comercial que dominaba las dinámicas entre países en años anteriores. Para Europa, el panorama vuelve a ser especialmente preocupante con la llegada del invierno. Con un margen de maniobra muy limitado por cuestiones como las sanciones a Rusia, el lento llenado de sus instalaciones de almacenamiento y el impacto que están sufriendo sus acuerdos comerciales con Qatar por la guerra de Irán, la Unión Europea afronta una prueba de resistencia nunca vista. El GNL muestra hoy la volatilidad de precios y el grado de dependencia que los Estados miembros tendrán que asumir si quieren un suministro continuo, sin cortes. Esto dibuja una situación de extrema fragilidad en la que el suministro físico a la industria y a los hogares ya no está garantizado a un precio que puedan soportar todos los bolsillos.

De la dependencia rusa a la dependencia global

La actual configuración del mercado europeo de gas nace de su transformación estructural y acelerada desde el año 2022. Antes de la guerra en Ucrania, la Unión Europea dependía sobremanera de los gasoductos rusos, que aportaban casi el 40% de su demanda total (equivalente a unos 180 bcm anuales). Sin embargo, en el transcurso de 2025, esta cuota cayó hasta niveles inferiores al 6%, forzando al viejo continente a sustituir rápidamente los gasoductos por los metaneros que transportan el GNL por vía marítima. Esto obligó a la UE a construir en tiempo récord plantas de regasificación a lo largo de todas sus costas.

Aunque este giro estratégico logró evitar el colapso de la industria y salvó la economía en su momento, transformó por completo la seguridad energética en la zona, y la convirtió en una prioridad para los países miembros. Europa pasó de tener contratos estables, predecibles y de bajo coste, a salir al volátil mercado global spot para enfrentarse a regiones como Asia por cargamentos marítimos de GNL que se subastan al mejor postor. Esa flexibilidad, junto con la inestabilidad permanente del mercado, se ha convertido en la principal palanca de encarecimiento del suministro, debido a la creciente demanda en Asia y a los cuellos de botella marítimos que lastran sistemáticamente el comercio internacional (véase Ormuz).

Los datos de almacenamiento no dejan indiferente a nadie

El 1 de abril de 2026, cuando arrancó la temporada de inyección, los almacenes subterráneos europeos estaban al 28%. El 3 de agosto apenas habían llegado al 57%, lo que supone el peor registro para estas fechas desde 2011 y nada que ver con el cómodo colchón que la UE consiguió acumular en 2025. Hoy están a algo más del 62%. La explicación hay que buscarla en el estrecho de Ormuz, bloqueado por la guerra de Irán, por donde circula el 20% del comercio mundial de GNL. A ese cierre se sumó algo que nadie tenía presente: la declaración de fuerza mayor de QatarEnergy. El resultado se ve en el mercado, con un TTF que sube un 50% desde junio y supera ya los 63,58 euros por megavatio-hora (MWh).

Y mientras Europa se queda sin gas, Asia se lo está llevando todo. China e India compraron en conjunto 4 millones de toneladas de GNL estadounidense entre junio y julio, y las importaciones comunitarias de julio se hundieron hasta 6,3 millones de toneladas, el mínimo desde septiembre de 2024. Con esto sobre la mesa, Wood Mackenzie calcula que, incluso en su mejor escenario (con Qatar recuperando capacidad plena a finales de septiembre, salvo los trenes dañados), la UE no pasará del 75% de reservas el 1 de noviembre, frente a una media del 90% en los últimos cinco años. Y avisa de que, si el conflicto se alarga, el nivel puede quedar por debajo del 70%.

¿Quién maneja el cotarro del GNL?

Conviene mirar brevemente a quién está controlando la oferta en estos momentos. Como es de esperar, Estados Unidos se lleva el primer puesto. En 2025 aportó el 93% del crecimiento neto del mercado y exportó 5,2 billones de pies cúbicos (bcf), frente a los 0,03 de 2015. Un solo proyecto, Plaquemines LNG en Luisiana, explica más del 60% del aumento de la oferta global de ese año. El IEEFA calcula que dos tercios del GNL que importe la UE en 2026 será de origen estadounidense (desbancando a Noruega como primer proveedor de gas de la región), y que esa cuota puede llegar al 80% ya en 2028. Con esta nueva normalidad, Rusia sigue estando presente como protagonista del espectáculo. Pese al objetivo de desconexión en 2027, las importaciones de GNL ruso crecieron durante 2026 hasta convertir a Moscú en el segundo proveedor de la UE, con un 17,3% proveniente de los contratos a largo plazo con Yamal LNG. Y al otro lado del tablero está China, que absorbe gran parte de la demanda del mercado obligando a Europa a pujar más caro en las subastas del mercado spot.

Trump y la escasez de metaneros rusos

A la fragilidad interna se suma todo aquello que queda fuera del control europeo. En Washington, Donald Trump ha vuelto a meter la incertidumbre regulatoria en la ecuación. La industria petrolera americana presiona para conseguir exenciones hasta 2035 frente al Reglamento de Metano de la UE, que entra en vigor el 1 de enero de 2027, y avisa de que, si no las logra, redirigirá los cargamentos fuera del continente justo en el peor momento del invierno. Básicamente, Estados Unidos tiene la sartén por el mango para hacer lo que le venga en gana y aprovechar su poderío frente a una Europa cada vez más dependiente.

Rusia, mientras tanto, pelea con su propia crisis de flete marítimo. El miedo a las sanciones que llegan en 2027 y la falta de metaneros rompehielos impiden a Novatek colocar con agilidad el gas de Sabetta en Asia, y el desvío por el Cabo de Buena Esperanza estira el viaje hasta los puertos chinos por encima de los 45 días y encarece el transporte cerca de un 30%. Incluso miembros de la UE como Grecia ya presionan en el Parlamento Europeo para rebajar las sanciones al flete y proteger la flota. Y a esto, como no puede ser de otra forma, se le añade Ormuz. Goldman Sachs sitúa el TTF por encima de los 60 euros por MWh a corto plazo, y avisa de que el TTF de diciembre podría superar los 100 euros si las exportaciones de Oriente Medio se recuperan solo de forma gradual.

Seguridad energética, asignatura pendiente

Así que, a corto plazo, la seguridad energética del próximo invierno depende de algo que no está en manos de nadie en Bruselas: la temperatura. Un invierno largo y muy frío pondría sobre la mesa lo que ningún gobierno quiere pronunciar, esto es, racionamientos y precios que la industria no puede pagar sin perder competitividad. A largo plazo, la lectura es aún más incómoda para quienes vendieron el gas como el puente perfecto de la transición, ya que cada crisis de este tipo da más fuerza a la opinión de transitar agresivamente hacia las renovables. De ahí que la Comisión se esté dando prisa con su Plan de Acción de Electrificación, con el que pretende duplicar la tasa de electrificación y recortar la demanda de gas entre un 65% y un 70% para 2040.