Invierno 2026/27: Europa debe superar su récord de GNL y España aporta el 3 % del almacén

Según ENTSOG, los almacenamientos subterráneos de gas de la Unión Europea entraron en octubre al 72 % y los españoles al 75 %. Pero el dato que decide el invierno 2026/27 es otro: el escenario de referencia de la red europea de operadores necesita unos 1.060 TWh de GNL para cerrar marzo al 30 %, un 16 % más que el récord del invierno pasado ESTIMATE. La escasez se ha desplazado del almacén al cargamento.

Dos documentos, un solo expediente

El 8 de octubre de 2026 ENTSOG publicó el Winter Supply Outlook 2026/27 y, el mismo día, el Winter Supply Review 2025/26. Ese día el Gas Coordination Group de la Comisión Europea acogió sus conclusiones y la Comisión concluyó que el sistema es "suficientemente flexible", añadiendo que la decisión de importar GNL o retirar gas del almacén "corresponde en última instancia al mercado" FACT. Las dos piezas solo se leen bien juntas: la de atrás fija la base de comparación y la de delante, el requisito.

El invierno que pasó

El Review mide el punto de partida. La demanda de gas de la UE subió un 2 % (2.375 frente a 2.327 TWh), "principalmente" por un invierno más frío. Las entregas de GNL marcaron un récord de 914 TWh, se retiraron unos 620 TWh del almacenamiento —que cerró la temporada al 27,6 %—, el almacén cubrió alrededor del 26 % del consumo y las importaciones rusas cayeron un 24 % tras el fin del tránsito por Ucrania (103 frente a 136 TWh) FACT.

Una precisión de perímetro: el récord lo procesaron terminales de la UE y el Reino Unido, y los mayores aumentos de importación de GNL fueron los de Alemania (+134 %) y Bélgica (+82 %) FACT. El récord se explica por capacidad recién puesta en servicio en el norte, no por la flota ibérica.

El invierno que empieza

El 1 de octubre de 2026 la UE tenía 811 TWh almacenados, el 72 % de su volumen útil, frente a 940 TWh y el 83 % un año antes: 129 TWh menos FACT. España figuraba con 26.787 de 35.832 GWh, el 75 %: por encima de la media, por debajo de Francia (84 %) e Italia (87 %), y muy por encima de Alemania (58 %) y los Países Bajos (59 %) FACT.

El consuelo español es aritméticamente pequeño. Sumando las dieciocho filas de la UE de la tabla del propio informe se reproduce el agregado publicado —810,7 TWh sobre 1.131,6 TWh de volumen útil— y en ese total el almacén español pesa el 3,2 %, frente al 21,9 % alemán y el 18,0 % italiano. A España le faltan 5.462 GWh para el 90 %; a la UE, en torno a 200 TWh: el déficit español es menos del 3 % del europeo ESTIMATE. Relevante para la factura de recarga española; irrelevante para el agregado.

Dos advertencias de lectura del mismo apartado: el texto sitúa a Eslovaquia al 50 % y su propia tabla al 54 %, y la nota al pie fecha los datos por país a 2025 bajo una figura rotulada 2026 FACT. Ninguna de las dos afecta a la cifra española, pero obliga a citar la tabla y no la glosa.

Dato. Récord de GNL del invierno 2025/26: 914 TWh. GNL que el escenario de referencia necesita en 2026/27 para cerrar al 30 %: ~1.060 TWh (+16 %). Techo de GNL que el propio modelo asume: 5.500 GWh/d. Regasificación nominal europea: ~1.600 TWh por invierno.

El requisito no cabe en el récord

Todo lo que sigue son escenarios, y ENTSOG lo advierte: sus outlooks "no pretenden ofrecer una previsión", sino explorar la resiliencia de la infraestructura. Con el suministro ruso por tubo minimizado, el llenado de la UE al 31 de marzo de 2027 sería del 29 % con GNL óptimo y del 13 % con GNL ajustado; sostener el 30 % exigiría ~1.060 TWh de GNL, y un invierno frío, ~1.364 TWh solo para sostener el 20 % ESTIMATE.

Puestas al lado del Review, esas cifras dicen algo que ninguno de los dos documentos escribe. Los 1.060 TWh equivalen a unos 5.824 GWh/d durante 182 días, por encima del techo de 5.500 GWh/d que el propio modelo se da; por eso el escenario óptimo termina en 29 % y no en 30 % ESTIMATE. Los perímetros no son idénticos —el récord es UE más Reino Unido; la simulación incluye también Suiza, Balcanes occidentales, Ucrania y Moldavia—, de modo que la comparación es de orden de magnitud. Y el "27 % de marzo" que circula no es un objetivo: es el cierre que la simulación necesita para volver al 90 % al final del verano. El objetivo vinculante sigue siendo el 90 % entre el 1 de octubre y el 1 de diciembre, con cláusula de flexibilidad.

La capacidad no es el límite

La frase más importante del Outlook está en su apartado 3.1. En el escenario de referencia, todas las fuentes por gasoducto se usan a su máximo potencial y el GNL se mantiene en su techo de 5.500 GWh/d: "This shows that capacity restrictions do not limit imports in this scenario" —esto muestra que las restricciones de capacidad no limitan las importaciones— FACT. Con unos 1.600 TWh de regasificación nominal por invierno, el récord usó el 57 % y el requisito usaría el 66 % ESTIMATE.

Los cuellos de botella que el informe sí identifica son direccionales: flujos de oeste a este que limitan la capacidad de abastecer Europa Central, Oriental y Suroriental, con los países sin litoral como los más expuestos FACT. La disparidad regional que ENTSOG subraya no es la ibérica.

¿Aportó la península flexibilidad el invierno pasado? El Review registra que la punta máxima de temporada fue menor que la del año anterior en España, Italia, Grecia y Portugal, y que el 7 de enero de 2026 —punta europea de 23.452 GWh/d, con la simultaneidad más baja en cinco años, el 91 %— la demanda "se disparó con fuerza" en Alemania, Italia y España FACT. No atribuye causa alguna a la menor punta del sur ni menciona congestión, cuello de botella ni regasificación ibérica. Con ese documento no puede afirmarse que la península aportara flexibilidad, ni lo contrario INTERPRETATION.

El contraargumento

La regasificación ibérica ya es un activo del sistema europeo: los ~1.600 TWh que sostienen el veredicto de flexibilidad son un agregado al que la flota española contribuye, y el informe atribuye a la infraestructura existente, "incluidas las terminales de GNL recién puestas en servicio", la mejora de la capacidad de importación. Si el cuello de botella es direccional, el activo marginal es la interconexión, que es el argumento para retribuir capacidad de entrada en el suroeste. Acepto el matiz: la tesis es sobre este invierno y sobre el agregado, no sobre el valor de la infraestructura española en general. El núcleo se mantiene, porque lo dice el propio modelo: este invierno la capacidad de importación no es lo que falta INTERPRETATION.

Qué cambia para España y para el capital

Mi lectura: la renta escasa del invierno está en la molécula y en el transporte hacia el este, no en la terminal con capacidad ociosa INTERPRETATION. Para España, arrancar al 75 % es una ventaja de exposición —menos gas que reponer en el verano de 2027— más que poder de precio OPINION. Es el matiz que faltaba al cierre de Almaraz hasta 2030: lo que el sistema eléctrico no genere lo pagará en el margen el gas importado, y el precio de ese gas se forma en la competencia por cargamentos, la misma que fija el coste de la firmeza que exigen los centros de datos.

Esa competencia es atlántica. Según el Outlook, Estados Unidos siguió siendo el mayor suministrador de GNL a Europa, el 30 % del comercio mundial de GNL es spot y alrededor del 20 % transita por el estrecho de Ormuz, hoy restringido, aunque Catar solo supuso ~8 % de las importaciones de GNL de la UE en 2025 FACT. Cada ola de frío europea se resuelve compitiendo por cargamentos cuyo primer origen es el mismo sistema gasista estadounidense del que México importa por ducto, como mostramos en el récord de importaciones mexicanas INTERPRETATION.

Hasta el 1 de diciembre conviene vigilar tres cosas: el ritmo de inyección de octubre frente al 90 %, si algún Estado miembro invoca la cláusula de flexibilidad y cuánto GNL llega en noviembre frente al ritmo de ~5.800 GWh/d que el escenario exige. Desde el 1 de enero de 2027 se suma el fin de los contratos largos de GNL ruso.

Más análisis en Asesoría Madrid–México. Nada de lo anterior es una recomendación de inversión.