Las reservas de gas de la Unión Europea han caído al 61% de su capacidad, el nivel más bajo para estas fechas de los últimos años y por debajo del registrado en 2021. El mercado ya lo descuenta: los futuros del TTF tocaron el 18 de agosto máximos desde enero de 2023, con el contrato front‑month en 63,65 euros por MWh.
Dos fechas ordenan el año gasista europeo. El final de marzo determina cuánto gas hay que inyectar durante el verano, y el arranque de octubre fija el volumen disponible para el invierno. Este año ambas referencias pesan más de lo habitual.
Según los datos de Gas Infrastructure Europe, el 1 de abril de 2026 los almacenamientos europeos estaban al 28% de su capacidad, el peor punto de partida de los últimos cuatro años. La campaña de llenado arrancaba con una exigencia extra en un mercado ya tensionado por la oferta.
Cuatro meses y medio después, las reservas rondan el 61%. Esa cifra queda aproximadamente un 20% por debajo de la media de los últimos siete años para estas fechas. El ritmo reciente de inyección lo deja claro: entre principios y mediados de agosto, los almacenes avanzaron una media de 0,27 puntos porcentuales diarios.
De mantenerse ese paso, Europa llegaría al 1 de octubre en el entorno del 73% de llenado. Haría falta continuar inyectando durante el otoño, ya con la demanda de calefacción subiendo, para acercarse a los niveles habituales de los últimos años.
Esa tarea exige atraer GNL en un mercado global muy competido. La necesidad de seguir llenando los almacenes añade presión compradora en pleno verano, y no es gratis: el precio del gas lo refleja.
Europa necesita llenar los almacenes con una curva de futuros que no paga el coste de almacenar: la demanda de gas para inyección se mantiene por obligación, no por incentivo.
El 18 de agosto, los futuros del TTF para el Front‑Month en ICE alcanzaron los 63,65 €/MWh, el nivel más alto desde finales de enero de 2023. En paralelo, la curva de futuros no ofrece una prima invernal clara frente a los meses más próximos. Algunos contratos para el próximo invierno cotizan en niveles similares o incluso inferiores.
Esa estructura borra el incentivo clásico de comprar barato en verano, almacenar y vender caro en invierno. Si la diferencia de precios no compensa los costes de almacenamiento, la operación pierde atractivo comercial. Pero Europa sigue necesitando llenar sus reservas, lo que mantiene la demanda de gas para inyección pese a la señal de precios desfavorable.
Ormuz, Rusia y Noruega: la oferta se estrecha
La tensión no es solo de demanda. El conflicto entre Estados Unidos, Israel e Irán ha reducido drásticamente el tráfico por el estrecho de Ormuz, afectando al suministro mundial de GNL, especialmente al procedente de Catar. La incertidumbre sobre la normalización del tráfico marítimo mantiene una prima de riesgo elevada en los mercados energéticos.
A ello se suma la progresiva eliminación de las importaciones europeas de gas ruso, lo que reduce las alternativas de suministro que aún quedaban. Los trabajos de mantenimiento en instalaciones noruegas durante agosto también recortan temporalmente los flujos del principal proveedor de gas por gasoducto de Europa.
La combinación de estos factores resulta especialmente relevante durante la campaña 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.
El marco 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 entre el 1 de octubre y el 1 de diciembre. La normativa permite una desviación de hasta diez puntos porcentuales en condiciones difíciles, ampliable en cinco más por la Comisión Europea. El reglamento estará vigente hasta finales de 2027.
Ante el escenario actual, la Comisión considera que un nivel del 80% sería suficiente y técnicamente alcanzable. Esa flexibilidad alivia la presión compradora en verano, aunque también implica afrontar el invierno con un margen de seguridad menor.
Por qué 2026 no es 2021
Ahí aparece la comparación inevitable con 2021. Europa afrontó aquel invierno con reservas reducidas y una dependencia mucho mayor del gas ruso por gasoducto, una vulnerabilidad que se convirtió en crisis tras la invasión de Ucrania. Cinco años después hay diferencias relevantes.
Europa dispone de más capacidad de regasificación, el consumo de gas sigue por debajo de los niveles previos a la crisis y la dependencia del gas ruso se ha reducido considerablemente. La entrada de nueva capacidad mundial de GNL y el crecimiento de las energías renovables reducen las necesidades de gas para generación eléctrica, sobre todo en las horas de mayor producción fotovoltaica y eólica.
Unas reservas bajas no equivalen, por tanto, a una repetición de 2021. Sin embargo, sí aumentan la sensibilidad del mercado ante cualquier acontecimiento adverso. Con menos gas almacenado, un invierno frío, un período prolongado de baja producción renovable o una interrupción del suministro de GNL se traslada con mayor rapidez a los precios.
Con menos gas almacenado, cada interrupción de suministro se traduce en precios más altos y más rápido: el margen de seguridad se ha reducido sin que la demanda haya vuelto a los niveles previos a la crisis.
Esa tensión alcanza también a los mercados eléctricos europeos, donde las centrales de gas fijan el precio marginal durante numerosas horas. Un aumento del precio del gas incrementa directamente el coste de generación de los ciclos combinados. Por eso la evolución de las reservas europeas interesa no solo a operadores gasistas: comercializadoras, generadores y grandes consumidores de electricidad la siguen de cerca para anticipar su impacto.
El nivel con el que Europa llegue a octubre será la principal referencia. Unos almacenes por debajo de los niveles recientes no implican necesariamente problemas de suministro, pero reducen el margen para absorber imprevistos y propician mayor volatilidad. La presión para reconstruir las reservas ya se nota en los precios de verano; el ritmo de llenado, las temperaturas y la disponibilidad de GNL determinarán si esa tensión se mantiene o se intensifica.
