La demanda de gas industrial cayó un 9,4% interanual en septiembre. El precio del megavatio hora se mantiene por encima de los 85 euros y las patronales advierten de que las fábricas están apagando turnos antes de que llegue cualquier alivio regulatorio.
Los dos principales indicadores del sistema gasista español coinciden en la dirección y discrepan en el volumen. GasIndustrial sitúa el consumo industrial de septiembre en 11,66 TWh, frente a los 12,3 TWh que contabiliza Enagás GTS. Cada cifra responde a una metodología distinta y debe leerse por separado, pero ambas describen el mismo fenómeno: la industria española consume menos gas que hace un año y bastante menos que antes de la sucesión de crisis energéticas.
La presidenta de GasIndustrial, Verónica Riviere, resume la lógica del ajuste sin rodeos: ‘No voy a producir a ese precio porque luego no vendo el producto o no tengo pedidos a este precio’. El razonamiento no es una queja sobre el coste, sino sobre el margen. Cuando la energía se come la rentabilidad, la respuesta empresarial es reducir producción, no asumir la factura.
La demanda de gas industrial cae un 9,4% con el MWh por encima de 85 euros
El desglose por sectores muestra dónde golpea primero el encarecimiento. La cogeneración registró un descenso del 26% en septiembre, el mayor del panel, seguida de la industria textil (-20%), las refinerías (-14%), la química y farmacéutica (-11%), la construcción (-10%), el papel (-9%), la agroalimentaria (-8%) y la metalurgia (-4%). Los servicios, con un consumo intensivo en calefacción y agua caliente, cayeron un 13%.
En el acumulado de enero a septiembre la fotografía cambia de matiz. GasIndustrial contabiliza 113,01 TWh de demanda industrial, un 6,1% menos que en el mismo periodo de 2025 y un 27,4% por debajo de la media de 2018-2021. Enagás GTS eleva el dato a 118,4 TWh, con una caída interanual del 4,4%. La cogeneración acumula un retroceso del 26%, el textil del 14% y el papel del 12%, mientras las refinerías suben un 2% y la química y farmacéutica un 8%.
La caída no es eficiencia: es actividad que se apaga. Una fábrica que reduce turnos consume menos gas y también produce menos producto.
La patronal insiste en ese punto. Parte del descenso responde a inversiones en eficiencia, pero el grueso se explica por pérdida de actividad. La distinción importa porque cambia la lectura política del dato. Si el consumo cae porque las plantas producen lo mismo con menos energía, el ajuste es virtuoso; si cae porque producen menos, el ajuste es una pérdida de tejido industrial que no se recupera cuando el precio baje.
El precio del gas natural escala de 35 a 85 euros por MWh
Riviere sitúa el punto de partida en el episodio del estrecho de Ormuz, cuando el gas cotizaba ‘en torno a los 35 o 40 euros por MWh’. Desde entonces, la referencia española se ha instalado por encima de los 85 euros, más del doble, en un contexto de tensión en los mercados internacionales y de competencia por el gas natural licuado con Asia.
Un diferencial de 45 euros por MWh sostenido durante meses no se corrige con medidas de eficiencia ni con canon de almacenamiento a cero.
La factura eléctrica amplifica el problema. Pedro González, director general de la Asociación de Empresas con Gran Consumo de Energía (AEGE), explica que el primer semestre de 2026 había registrado una evolución positiva del consumo eléctrico de sus asociadas y que la organización trasladó al Gobierno una previsión de crecimiento cercana al 5%. Las perspectivas se han deteriorado: para los últimos cuatro meses del año esperan una caída interanual media de alrededor del 2%. ‘Incluso pudiendo tener una buena situación eléctrica, a lo mejor el gas te está lastrando el empeoramiento de la actividad’, advierte.
González coloca el precio del gas ‘por encima de los 90 euros por MWh’, un nivel que compara con diciembre de 2022. ’80 era una barbaridad y 90 ya es impensable’, afirma. La referencia no es retórica: marca el umbral a partir del cual determinados procesos —vidrio, cerámica, cemento, química de alta temperatura— dejan de tener sentido económico con la tecnología disponible.
El consumo eléctrico arrastra además dos efectos de segundo orden. El primero es la recuperación de Alcoa, cuya planta volvió a funcionar a plena capacidad en marzo de 2026 y eleva el consumo agregado de las empresas de AEGE, un factor que distorsiona cualquier comparación interanual. El segundo es el recurso creciente al Servicio de Respuesta Activa de la Demanda (SRAD), que Red Eléctrica activa para que la industria reduzca consumo cuando el sistema lo necesita.
Según AEGE, desde 2022 el mecanismo se activaba habitualmente entre dos y cinco veces al año. En 2026 su utilización ha aumentado de forma notable y ha más que duplicado la de ejercicios anteriores. Entre los factores que explican ese incremento están los errores en las previsiones de generación renovable, los cambios en los flujos de interconexión con Francia, la indisponibilidad de unos 7.000 MW de ciclos combinados desde julio y los episodios de calor. Para las empresas, reducir consumo temporalmente implica ajustes de proceso, costes adicionales y pérdida de producción: el ingreso del servicio rara vez cubre ese hueco.
Del precio a la regla: el marco europeo de ayudas expira el 31 de diciembre
España ha aplicado un catálogo de medidas que GasIndustrial considera insuficiente: flexibilidad del sistema gasista, canon de almacenamiento a cero, refuerzo de la seguridad de suministro y congelación de la tarifa regulada para los hogares. El margen de maniobra nacional está topado por el marco europeo de ayudas de Estado. ‘Cualquier cosa que des a tus industrias, como país, está sujeto al marco de ayudas de Estado’, recuerda Riviere.
El calendario regulatorio se convierte así en el epicentro del problema. El marco comunitario de ayudas a los sectores intensivos en energía tiene vigencia prevista hasta el 31 de diciembre de 2026. La patronal reclama su prórroga o, en su defecto, instrumentos adicionales. La petición choca con una realidad política incómoda: Bruselas diseña la política industrial con horizontes de cinco a diez años, mientras las empresas afectadas toman decisiones de producción con horizontes de semanas.
La descarbonización añade una capa de complejidad. Los procesos que requieren altas temperaturas no se electrifican con la tecnología disponible al coste actual, y el biometano todavía no ofrece volumen suficiente ni precio competitivo para sustituir al gas natural a gran escala. Riviere lo formula sin adornos: ‘No es negacionismo, creemos en la descarbonización, pero para poder descarbonizarlos hay que llevarlos vivos’.
El dato de septiembre confirma que el ajuste ya está en marcha, y no por la vía deseada. Entre 2019 y 2023, el consumo eléctrico de las compañías de AEGE cayó alrededor de un 30%. El crecimiento de 2024 y 2025 permitió reducir esa brecha hasta cerca del 20% al cierre del año pasado. La previsión para 2026 apuntaba a seguir recuperando terreno. El deterioro de las condiciones energéticas amenaza con revertir esa tendencia justo cuando la industria había empezado a recomponerse.
El sector energético español observa este cruce con distancia. Un sistema eléctrico con cuota renovable creciente y precios mayoristas moderados en las horas centrales del día convive con un mercado gasista que marca máximos y con una industria que no puede trasladar el coste a un cliente final expuesto a la competencia internacional. La paradoja es evidente: el país con más horas de electricidad barata de su historia tiene una industria que paga la energía más cara que buena parte de sus competidores.
La pregunta que queda abierta no es si la demanda de gas industrial se recuperará, sino a qué precio. La continuidad del marco europeo de ayudas más allá del 31 de diciembre y la evolución de la referencia del gas natural en el primer trimestre de 2027 serán las dos citas que determinen si el descenso de septiembre fue un bache estacional o el enésimo escalón de una caída estructural.
