La escasez de gas en el mercado global se prolongará, como mínimo, hasta el verano de 2027. La advertencia llega de la International Gas Union (IGU), la asociación sectorial que reúne a cerca del 90% de los productores de gas del mundo, y coloca a Europa en el arranque de la temporada de calefacción con muy poco margen.
El diagnóstico no es nuevo. El horizonte sí. La IGU sostiene que la oferta seguirá por debajo de lo que el mercado necesita durante varios trimestres más y que el desequilibrio solo empezará a corregirse de forma apreciable a lo largo de 2027. Según el análisis publicado por Oilprice.com, la consecuencia más probable es una destrucción de demanda prolongada: precios lo bastante altos como para que parte del consumo industrial y residencial desaparezca, no porque sobre molécula, sino porque a esos niveles hay quien no puede pagarla.
Europa afronta la temporada de calefacción sin colchón
La temporada oficial de calefacción arranca el 1 de octubre. Los operadores de almacenamiento han llenado sus instalaciones con esfuerzo, pero sin la holgura de otros ejercicios. El propio diagnóstico de la IGU sitúa al continente con dificultades para cubrir sus necesidades invernales antes incluso de que empiece el periodo de extracción. Cualquier episodio de frío intenso o cualquier parada técnica no programada se traslada de inmediato al precio.
Y el precio, en Europa, se fija en el margen. El TTF neerlandés sigue siendo la referencia de un continente que pasó de recibir gas por tubería a depender del gas natural licuado que llega en buque. Cada cargamento que arriba a Róterdam, a Zeebrugge o a los puertos españoles tiene un comprador alternativo en Asia dispuesto a pagarlo más caro. La puja no se resuelve con contratos de largo plazo, sino con el último barco que queda libre en el mercado spot.
España entra en ese tablero con una posición singular. Es el país europeo con mayor capacidad de regasificación y uno de los pocos que puede recibir gas de casi cualquier origen, lo que le da una ventaja logística evidente. La contrapartida es que su industria compite en mercados internacionales con una factura energética que se decide en Ámsterdam y en el golfo Pérsico, no en Madrid. La tarifa de último recurso que revisa el Gobierno cada trimestre acaba absorbiendo buena parte de ese vaivén.
El desenlace no depende solo de Europa. Asia también puja, y no siempre gana. El mercado asiático lleva dos años ajustando su demanda al alza y a la baja en función del precio del GNL, y esa elasticidad es justo lo que convierte el equilibrio global en algo tan inestable. Cuando China o India compran, Europa paga. Cuando se retiran, Europa respira. Nadie quiere asumir la factura completa.
La escasez de gas ya no se mide en semanas de consumo, sino en trimestres de precios altos que ningún Gobierno europeo puede tapar con subvenciones.
En España, el margen tiene un límite físico que conocen bien los operadores: el almacenamiento subterráneo es reducido en comparación con el de Francia o Alemania, y el sistema se apoya en las plantas de regasificación y en los buques atracados, que funcionan como almacén flotante a un coste notablemente mayor. MIBGAS marca el precio ibérico, pero lo hace siguiendo la estela del TTF. Tener capacidad para recibir barcos no equivale a tener capacidad para pagarlos.
El gas no se queda en la caldera. Las centrales de ciclo combinado siguen marcando el precio marginal del mercado eléctrico en muchas horas del día, de modo que un TTF alto se traduce en una factura de la luz más cara incluso cuando sopla el viento y las renovables cubren buena parte de la demanda. Ese vínculo entre el precio del gas y el recibo eléctrico es el canal más rápido de transmisión de esta crisis.
La puja con Asia encarece cada cargamento
La IGU no describe un problema europeo, sino un ajuste global que reparte el daño. Sus previsiones apuntan a que la oferta mundial seguirá tensionada hasta el verano de 2027, y el aviso incluye a Asia entre los damnificados: la destrucción de demanda que la asociación anticipa no se limita al consumo europeo, sino que se extiende a los países que hasta ahora absorbían el grueso del crecimiento del GNL. La competencia por el cargamento marginal se recrudece justo cuando Europa necesita más barcos.
El cálculo es tozudo, y no admite demasiadas lecturas. La capacidad de licuefacción que entra en servicio no compensa todavía la pérdida del gas ruso por tubería en el balance europeo, y las nuevas plantas tardan años en construirse. El mercado funciona, mientras tanto, con un colchón de oferta mínimo y con una demanda que solo cede cuando el precio la expulsa. Los sectores intensivos en energía —cerámica, vidrio, fertilizantes, química básica— son los primeros en notarlo, porque son también los primeros que paran.
Ahí está la paradoja. La destrucción de demanda alivia el sistema a corto plazo, pero deja cicatrices. Una planta que cierra no vuelve a abrir por una bajada de precios de tres meses. La capacidad industrial perdida durante un ciclo de precios altos se recupera despacio, si se recupera.
El riesgo real no es este invierno, sino la primavera de 2027
El foco mediático está en enero y en febrero, en los días de frío y en los picos del TTF. El riesgo estructural llega más tarde. Si la temporada de extracción se cierra con los almacenes europeos en mínimos, la campaña de recarga de 2027 arrancará con los compradores obligados a salir al mercado en el peor momento posible, compitiendo con la demanda asiática de verano y con la reconstrucción de inventarios. Es el mecanismo que ya se vio en 2022 y que el mercado conoce demasiado bien.
El problema no es que falte gas hoy, sino que el sistema ha perdido la holgura que le permitía absorber un invierno malo sin disparar el recibo.
Europa llega a este punto con menos herramientas que en 2022. La compra conjunta de gas y el objetivo de llenar los almacenes antes de noviembre funcionaron como amortiguador durante los dos primeros inviernos de la crisis, pero su efecto se diluye cuando el problema deja de ser un corte puntual y se convierte en un desequilibrio estructural de oferta. Las subvenciones trasladan el coste al contribuyente, no lo eliminan.
La IGU, que reúne a la mayor parte de los productores de gas del mundo, tiene un incentivo evidente para subrayar el riesgo de escasez. Eso no invalida su diagnóstico. Los datos de almacenamiento, los calendarios de puesta en marcha de nuevas plantas de licuefacción y el comportamiento de la demanda asiática apuntan en la misma dirección. Conviene leerlo, eso sí, con la cautela de quien sabe que el que avisa también vende.
Hay dos vías de salida y ninguna es rápida. La primera es meteorológica: un invierno suave en Europa y en el norte de Asia reduciría la presión sobre los inventarios y daría aire a los compradores durante unos meses. La segunda es de oferta: si la nueva capacidad de licuefacción entra en servicio antes de lo previsto, el equilibrio se relaja antes del verano de 2027. Ninguna de las dos depende de Bruselas.
La prueba concreta llegará en marzo de 2027, cuando se cierre la temporada de extracción y se conozca el nivel real de los almacenes europeos. Ese dato, que recopila Gas Infrastructure Europe, dirá si el continente afronta una recarga de primavera tranquila o una segunda vuelta de la misma película. Dirá también si la advertencia de la IGU se queda en un aviso o se convierte en el guion del año.
