El balance de IEEFA sobre 2026 revela que la UE cambió de dependencia, no de riesgo: EE.UU. lidera el GNL y España batió récord de gas ruso en marzo.
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| La historia que cuenta el gráfico es la del artículo: EE.UU. lidera en marzo y abril, se hunde al 12% en junio y Argelia y Rusia ocupan el hueco. La supuesta diversificación española es, en realidad, una rotación entre tres proveedores, dos de ellos geopolíticamente delicados. |
El giro al GNL no protegió a Europa: España batió en marzo su récord de gas ruso
El cierre efectivo del estrecho de Ormuz en marzo disparó el gas europeo y encareció la luz en media Europa. Ocho meses después, el balance de un think tank especializado concluye que la UE no ha reducido su vulnerabilidad: la ha cambiado de proveedor.
- Estados Unidos superará a Noruega en 2026 como primer suministrador de gas de Europa y podría aportar el 80% del GNL comunitario en 2028: es el gas más caro para el comprador europeo.
- España es el segundo mayor importador de GNL de la UE y, pese al objetivo de desenganche, en marzo el gas ruso alcanzó el 26,1% de sus importaciones, un récord mensual.
- El gas fija el precio de la luz aunque genere poca electricidad: con solo un 18-20% de la generación eléctrica de la UE, marca el precio marginal en las horas punta.
14 agosto 2026.- Durante la primera semana de marzo de 2026, los cargamentos de GNL catarí dejaron de llegar a Europa. El estrecho de Ormuz quedó efectivamente cerrado por la escalada bélica en Oriente Próximo y el TTF —el índice de referencia del gas en Europa, con sede en Países Bajos— firmó su nivel mensual más alto en más de tres años.
Ese episodio es el eje del balance semestral publicado el 14 de agosto por el Institute for Energy Economics and Financial Analysis (IEEFA), un centro de análisis financiero de la energía con sede en Estados Unidos y equipo propio en Europa. Su boletín Europe Energy Risk Brief repasa los ocho primeros meses del año a través de sus propias investigaciones y llega a una conclusión incómoda: el plan europeo de sustituir el gasoducto ruso por buques metaneros ha fallado en sus dos objetivos declarados, seguridad de suministro y diversificación.
Una dependencia por otra
Los datos que maneja IEEFA describen un desplazamiento, no una emancipación. La UE recortó su demanda de gas más de un 20% entre 2021 y 2024 y redujo drásticamente el tubo ruso. A cambio, las importaciones europeas de GNL estadounidense se han más que triplicado desde 2021.
En enero, el instituto advirtió de que, si se cumplen todos los contratos firmados y la reducción de demanda se estanca, entre el 75% y el 80% del GNL que compre la UE en 2030 vendría de EE. UU., frente al 57% de 2025. En mayo, su European LNG Tracker adelantó el calendario: Estados Unidos rebasará a Noruega este mismo año como principal proveedor de gas del continente.
El matiz económico no es menor. El GNL norteamericano es, de media, el más caro para el comprador europeo. La analista jefe de IEEFA para Europa, Ana Maria Jaller-Makarewicz, lo resume llamando al GNL «el talón de Aquiles» de la estrategia europea.
Hay un segundo dato que desmiente el relato oficial: las compras europeas de GNL ruso marcaron récord trimestral en el arranque de 2026, con un alza interanual del 16% en el primer trimestre. Rusia sigue siendo el segundo suministrador de GNL de la UE.
España, en el epicentro
Aquí el balance europeo toca la factura española. España es el segundo mayor importador de GNL de la Unión Europea, gracias a una red de regasificadoras que es de las mayores del continente, y figura —junto a Francia y Bélgica— entre los destinos que empujaron ese récord de GNL ruso.
Los boletines de Enagás lo confirman mes a mes. En marzo, España importó 37.633 GWh de gas: Estados Unidos aportó el 31,7% y Rusia el 26,1%, más del doble que un año antes. En mayo, el gas ruso subió a 8.726 GWh —un 58% más interanual— y se colocó por delante de EE. UU., cuya cuota mensual cayó al 15,2%. En junio, Argelia y Rusia concentraron el 61,4% de todo el gas recibido, y el número de mercados de origen bajó de ocho a siete.
Es decir: la diversificación española se ha estrechado justo en el año en que la UE dice estar acelerando el desenganche. El primer semestre deja a EE. UU. como segundo proveedor anual (29,4%) y a Rusia como tercero (19,7%).
Del estrecho de Ormuz al recibo de la luz
El segundo eje del informe es el que más directamente afecta al consumidor. El gas apenas genera entre el 18% y el 20% de la electricidad de la UE, pero fija el precio en las horas en que es la última tecnología necesaria para cubrir la demanda. Es el diseño marginalista del mercado europeo, eficiente en teoría y demoledor cuando el combustible que marca precio se encarece por una guerra.
Los números de marzo y abril lo ilustran: el TTF pasó de una banda de 20-30 €/MWh a picos de 60-70 €/MWh, y los precios diarios de la electricidad superaron los 120-150 €/MWh en Italia y Alemania, mientras Francia —con su parque nuclear— se movía entre 60 y 80 €/MWh.
En junio, IEEFA calculó que una subida del 60% de los precios mayoristas sobre los niveles previos a febrero de 2026 encarecería la factura eléctrica doméstica europea hasta 120 € al año, con Italia, Irlanda y Reino Unido como los más expuestos. Conviene leer ese dato con precisión: entre el 40% y el 70% de un recibo europeo medio son peajes, cargos e impuestos, de modo que el coste extra atribuible a la crisis se sitúa, según el propio instituto, en torno a 80-100 € anuales de media.
Y hay una tercera capa de coste que casi nunca aparece en los titulares: infraestructura, fletes, seguros y seguridad marítima. La factura del GNL no es solo el precio de la molécula. La Comisión Europea lo cuantificó al presentar su plan AccelerateEU el 22 de abril: desde la escalada en Oriente Próximo, la UE ha gastado 24.000 millones de euros adicionales en importaciones energéticas sin recibir ni una molécula más de energía.
Lo que el informe acierta y lo que se deja fuera
IEEFA sostiene que la península ibérica está relativamente protegida porque las renovables superan ya la mitad de la generación anual y limitan las horas en que el gas marca precio. El primer trimestre le da la razón con holgura: España promedió 44,18 €/MWh frente a los más de 90 €/MWh de la media europea y los 130,68 €/MWh de Italia.
Pero julio matiza la tesis. Con un récord histórico del 54,1% de renovables en el mix y un máximo absoluto de generación fotovoltaica, el mercado mayorista español cerró el mes en 104,75 €/MWh, un 50,5% más que en junio y un 49% más que en julio de 2025, con un pico diario de 150,32 €/MWh. La causa: olas de calor, eólica débil y ciclos combinados encarecidos por la tensión en Ormuz. Más renovables reducen la exposición, pero no la eliminan mientras el gas siga cubriendo el pico y fijando el precio marginal.
Ese es el punto ciego del balance. IEEFA es un instituto con una línea editorial clara —favorable a renovables, crítico con el gas y el hidrógeno—, y su diagnóstico de la dependencia es sólido y documentado. Lo que no cuantifica con el mismo detalle es el coste de la solución que propone: en España, los servicios de ajuste del sistema acumulan ya unos 3.160 millones de euros de sobrecoste en 2026, y en junio se desperdició más de un millón de MWh de renovables por falta de red y almacenamiento. El problema del gas marginal no se resuelve solo instalando más paneles: exige red, baterías y flexibilidad de demanda. El propio informe lo reconoce cuando señala que Italia recorta entre 2 y 4 TWh renovables al año y que Alemania gasta más de 3.000 millones anuales en redespachos.
Alemania como banco de pruebas
La serie que IEEFA dedica a Alemania es la parte más útil del balance porque separa lo que funciona de lo que no.
Funciona la electrificación del calor: 1,1 millones de bombas de calor instaladas entre 2022 y 2025 ahorraron 1.300 millones de euros en importaciones de GNL en tres años, al evitar un 16% de compras adicionales. Es un ahorro estructural: se repite cada año de vida del equipo.
No funciona, según el instituto, la apuesta por el hidrógeno. Si la demanda se queda por debajo de las previsiones oficiales, la red troncal alemana exigiría unos 45.000 millones de euros de dinero público adicional, cerca de 1.000 € por contribuyente, sobre todo por costes de tubería no recuperados hasta 2055. Y el giro de la Hydrogen Acceleration Act de febrero de 2026 hacia el hidrógeno azul —producido con gas natural y captura de carbono— prolonga precisamente la exposición al mercado gasista que se quería evitar.
El complemento a ese diagnóstico llegó en junio: en 2025 se cancelaron en Europa proyectos de captura de CO₂ por 5,4 MtCO₂ frente a solo 4,2 MtCO₂ que alcanzaron decisión final de inversión. Las nuevas anunciadas cayeron de 100 proyectos en 2021 a 24 en 2025. El hidrógeno azul concentró el 71% del volumen cancelado.
Dónde consultar los datos
- Enagás — Boletín Estadístico del Sistema Gasista: importaciones mensuales por país de origen.
enagas.es - Red Eléctrica — avance mensual del sistema eléctrico: mix, demanda y renovables.
ree.es - OMIE: precio diario y horario del mercado mayorista ibérico.
omie.es - IEEFA — European LNG Tracker y EU Gas Flows Tracker: flujos, capacidad y contratos.
ieefa.org - Comisión Europea — AccelerateEU (COM/2026/370): medidas de precios y electrificación.
energy.ec.europa.eu
Tres hitos marcarán el último cuatrimestre. El primero, el nivel de llenado de los almacenamientos europeos antes del invierno, con el mercado de futuros español ya cotizando el cuarto trimestre por encima de 109 €/MWh. El segundo, el plan de acción de electrificación y el paquete de redes que la Comisión comprometió para el verano de 2026, la pieza que decide si la solución estructural avanza o se queda en comunicación. Y el tercero, la próxima entrega del informe de IEEFA, dedicada ya a las perspectivas y no al retrovisor.
La pregunta de fondo sigue abierta, y no es cuánto cuesta el GNL en un día concreto: es cuánto cuesta al conjunto del sistema garantizar ese suministro y absorber el golpe cada vez que se interrumpe.
Fuentes: IEEFA (Europe Energy Risk Brief #9, European LNG Tracker, EU Gas Flows Tracker e informes de enero, febrero, marzo, abril, mayo y junio de 2026), Enagás, Red Eléctrica, OMIE, Comisión Europea y agencias.
