EEUU drena 132.000 millones de pies cúbicos de gas en una semana

La Energy Information Administration (EIA) ha certificado una nueva sacudida en el corazón del mercado gasista mundial. En la semana terminada el 27 de febrero, el working gas en almacenamiento subterráneo de Estados Unidos cayó en 132.000 millones de pies cúbicos (Bcf), una retirada sensiblemente superior a la prevista por el consenso. Tras ese descenso, los inventarios se sitúan en 1,886 billones de pies cúbicos (1.886 Bcf): todavía 115 Bcf por encima del nivel de hace un año, pero ya 43 Bcf por debajo de la media de cinco años para estas fechas. La lectura de mercado es clara: el colchón frente al invierno pasado sigue existiendo, pero el sistema entra en la recta final de la temporada de calefacción con menos margen histórico y en un entorno de tensión geopolítica creciente. La consecuencia ya no es doméstica. El dato estadounidense se ha convertido en un termómetro directo del riesgo de una nueva ola de precios para Europa y, por extensión, para España.

Un recorte semanal que supera las expectativas del mercado

El descenso de 132 Bcf no solo destaca por su magnitud. Lo relevante es que vuelve a tensionar las expectativas del mercado. El consenso esperaba una retirada cercana a 122 Bcf, diez menos de los finalmente publicados. Después de una semana previa relativamente contenida, con una caída de 52 Bcf, la nueva lectura rompe la idea de una normalización suave del consumo invernal y reactiva la percepción de que la demanda estadounidense sigue siendo más firme de lo que descontaban los operadores.

La EIA recuerda que estas cifras de working gas —el gas efectivamente disponible y no el gas base— son la referencia crítica para medir el colchón de seguridad del sistema gasista norteamericano. No es un matiz técnico. Sobre esa variable descansan tanto los modelos de riesgo de las utilities como buena parte de las estrategias de los grandes fondos de materias primas.

El mensaje de fondo es más importante que el dato aislado: Estados Unidos está consumiendo con rapidez el colchón de gas que, de facto, sostiene una parte esencial del equilibrio energético europeo. Ese es el verdadero giro de estos años. Lo que ocurre en los almacenamientos de Pensilvania, Texas o Luisiana ya no se queda en Estados Unidos.

Más gas que hace un año, pero menos que la media histórica

El aparente alivio está en la comparación interanual. Con 1.886 Bcf, los inventarios estadounidenses se sitúan aproximadamente 115 Bcf por encima del nivel registrado hace doce meses, lo que equivale a un aumento de alrededor del 6,5%. A primera vista, el mensaje podría parecer tranquilizador: hay más gas que hace un año y, en teoría, más capacidad para absorber un último repunte del frío.

Pero la comparación que de verdad importa para el mercado no es con 2025, sino con la media de cinco años. Y ahí aparece la señal que cambia el tono: el almacenamiento está 43 Bcf por debajo de ese promedio, algo más de un 2% por debajo del nivel que el mercado considera normal para esta época del año.

Esa brecha revela una presión estructural que el mercado ya no puede ignorar. Tras varios inviernos relativamente benignos y una expansión de la capacidad de almacenamiento, la demanda —doméstica, industrial y, sobre todo, vinculada a las exportaciones de GNL— está absorbiendo el gas con más rapidez de la prevista. La capacidad total de almacenamiento en la América continental ha seguido creciendo, pero el aumento en 2024 fue de apenas un 1,7% en capacidad máxima demostrada, muy por debajo del crecimiento de la demanda global.

EEUU, el pulmón gasista de una Europa cada vez más dependiente

El dato de la EIA ya no puede leerse sin mirar al otro lado del Atlántico. Desde la invasión rusa de Ucrania, Estados Unidos se ha convertido en el verdadero pulmón gasista de Europa. En 2023, aportó casi la mitad del gas natural licuado (GNL) importado por la UE y el Reino Unido. Y esa hegemonía se ha reforzado. Según los últimos datos de Eurostat, la cuota estadounidense en las importaciones de GNL de la UE escaló hasta alrededor del 60% en el tercer trimestre de 2025.

La dependencia ha cambiado de geografía, pero no ha desaparecido. Europa ha reducido su exposición a los gasoductos rusos para sustituirla por una dependencia creciente de los cargamentos estadounidenses. Eso cambia las rutas, pero no elimina la vulnerabilidad.

Con unos almacenamientos europeos que rondan hoy el 30% de llenado, claramente por debajo de los niveles de los dos últimos inviernos, el equilibrio es mucho más frágil. Cada Bcf que sale de las cavidades subterráneas estadounidenses no solo alimenta calefacciones y centrales térmicas locales; también condiciona cuánta oferta puede embarcarse en forma de GNL hacia terminales europeas como Rotterdam, Sagunto o Sines, y a qué precio.

El contraste con los almacenamientos europeos resulta demoledor

Mientras Estados Unidos conserva todavía un colchón relativo frente al año pasado, Europa entra en la parte final del invierno con reservas sensiblemente más bajas que en 2023 y 2024. Los principales monitores de almacenamiento muestran que la UE se mueve ligeramente por debajo del 30% de capacidad, frente a niveles de alrededor del 37%-40% en las mismas fechas de los dos inviernos anteriores.

La diferencia no es solo estadística. En los dos últimos años, Europa pudo encarar la primavera con gas más barato gracias a tres factores que hoy ya no están garantizados: inviernos inusualmente suaves, medidas de ahorro energético agresivas y una avalancha de GNL a precios competitivos. Ese cóctel permitió incluso que los almacenamientos europeos se acercaran a máximos al final de la temporada de inyección.

Ahora el punto de partida es claramente peor y la competencia por cada metro cúbico se ha intensificado. Asia vuelve a pujar con más fuerza por los cargamentos de GNL y la geopolítica añade una prima de riesgo que se traslada con rapidez al TTF, la referencia para Europa y, por extensión, para la formación de precios en la península ibérica.

Geopolítica y gas: el cóctel que dispara la volatilidad

El ajuste de inventarios llega, además, en el peor momento posible: con un repunte de la tensión en Oriente Próximo. Los ataques a infraestructuras energéticas clave en la región, los episodios de bloqueo parcial del estrecho de Ormuz y la suspensión temporal de parte de la producción de GNL en Qatar han reintroducido una prima de riesgo que el mercado ya no puede ignorar.

Ese shock ha provocado el mayor repunte del gas europeo desde 2022, con saltos puntuales de hasta el 70% en cuestión de días. Y ahí es donde el dato estadounidense gana una dimensión estratégica. Si Estados Unidos consume su colchón con más rapidez de la prevista, el margen para compensar una disrupción global se estrecha.

El riesgo no es menor. Si el próximo invierno arranca con inventarios norteamericanos más tensos y Europa vuelve a llegar por debajo de lo deseable, cualquier interrupción —en el Golfo Pérsico o en las plantas de licuefacción del Golfo de México— puede desencadenar una nueva escalada de precios y obligar al mercado a revisar al alza toda la curva forward del gas.