Publicado el: 2026-02-23
La transición de Europa hacia el abandono del gas ruso ya cuenta con un cronograma legal definido. El desafío reside en la sincronización: la UE está endureciendo las normas a medida que los niveles de almacenamiento invernal disminuyen rápidamente, y la mayor parte del suministro de reemplazo provendrá de GNL. Esto aumenta la exposición de Europa a las condiciones climáticas de EE. UU., al transporte marítimo en la Cuenca Atlántica y a los riesgos de cuellos de botella en la seguridad diaria del gas.
La UE ha consolidado una prohibición gradual de las importaciones de gas ruso. Las importaciones de GNL ruso se eliminarán gradualmente hasta 2026, con una prohibición total a partir del 1 de enero de 2027, y el gas por gasoducto estará prohibido a partir del 30 de septiembre de 2027, con una opción limitada de extenderlo al 1 de noviembre de 2027 si un país tiene dificultades para llenar sus reservas.
Los niveles de almacenamiento ya son limitados para esta etapa del invierno. El 29 de enero, el almacenamiento de gas en Europa se situaba en el 44 %, el nivel más bajo desde 2022. Si esta tendencia continúa, el almacenamiento podría caer al 30 % o menos para marzo, lo que dificultaría la recarga en verano y aumentaría el riesgo de volatilidad.
Estados Unidos es ahora el principal proveedor de GNL a la UE. En enero de 2026, suministró el 60 % del GNL de la UE (5,36 millones de toneladas), frente al 53 % del año anterior. Como resultado, las condiciones de suministro y las rutas marítimas estadounidenses son ahora más críticas para Europa que antes de 2022.
El 26 de enero de 2026, los países de la UE aprobaron un reglamento para eliminar gradualmente las importaciones de gasoductos y GNL rusos. Eslovaquia y Hungría se opusieron a la medida, y Bulgaria se abstuvo, pero la medida se aprobó conforme a las normas de votación aplicables. Hungría ha indicado que podría impugnar la ley ante los tribunales, pero la política ya forma parte de la normativa de la UE.
La cronología:
GNL ruso: eliminación gradual hasta 2026, con prohibición total a partir del 1 de enero de 2027.
Gasoducto ruso: finaliza el 30 de septiembre de 2027, con posible traslado al 1 de noviembre de 2027 en circunstancias definidas de “no se puede llenar el almacenamiento”.
El impacto inmediato es contractual y operativo. Incluso antes de los plazos finales, las normas más estrictas reducen la flexibilidad en las renovaciones, la programación y el cumplimiento. Si bien esto puede no causar un déficit inmediato de suministro, puede restringir el mercado, especialmente cuando el almacenamiento es bajo y los compradores tienen un margen limitado para afrontar los retrasos.
La magnitud de la transición ya es evidente. Los documentos del Consejo estiman que el gas ruso representará el 13 % de las importaciones de la UE en 2025, frente a más del 40 % antes de la guerra. La política pretende reducir esta proporción a cero.
El almacenamiento actúa como amortiguador del mercado. Cuando el almacenamiento es alto, una carga retrasada es manejable. Cuando el almacenamiento es bajo, retrasos similares pueden afectar los precios debido a la reducción del inventario.
Al 29 de enero, el almacenamiento de gas en Europa se situaba en el 44%, por debajo de la media de 10 años para esa fecha. Si el consumo actual se mantiene, el almacenamiento podría descender al 30% o menos para marzo. Reuters estima que Europa necesitará unos 60.000 millones de metros cúbicos (bcm) para restablecer los inventarios a aproximadamente el 83% antes del próximo invierno.
La escasez de almacenamiento también altera el comportamiento del mercado. Los compradores se abastecen antes y con mayor consistencia durante el verano, lo que aumenta la sensibilidad a las interrupciones del GNL o a una demanda inesperada. Esto suele generar una mayor volatilidad, incluso si el suministro se mantiene adecuado.
Además, la UE ha revisado su marco de almacenamiento para evitar fijar una única fecha límite de compra obligatoria. El objetivo del 90 % ahora puede alcanzarse en cualquier momento entre el 1 de octubre y el 1 de diciembre, con flexibilidad en condiciones adversas. Esto puede reducir las distorsiones de precios, pero no elimina el reto de recargar si el invierno termina con poco almacenamiento.
La "Cuenca Atlántica" se refiere a la red de suministro y transporte marítimo que conecta las exportaciones estadounidenses de GNL con compradores europeos, así como con proveedores cercanos capaces de redirigir las cargas rápidamente. La mayor dependencia de este sistema implica que los riesgos relacionados con el transporte marítimo y las condiciones climáticas se reflejan en los precios con mayor rapidez.
Europa va camino de otro año récord de importaciones de GNL. La AIE proyecta que Europa importará 185 bcm de GNL en 2026, superando el récord anterior de 175 bcm en 2025.
Esto tiene dos consecuencias prácticas:
La interrupción del transporte marítimo se convierte en un “riesgo de llegada”
Si los viajes se alargan o las rutas se vuelven menos accesibles, el mercado pierde temporalmente capacidad de entrega. Los precios reflejan entonces el riesgo de llegada, no solo la oferta teórica.
En un entorno de bajo almacenamiento, incluso interrupciones breves pueden provocar cambios significativos en los precios. Algunas rutas podrían reajustarse rápidamente si el mercado anticipa retrasos o retrasos en la llegada de carga.
La UE se apoya fuertemente en EE.UU., incluso antes de que la prohibición entre en vigor por completo
En enero de 2026, EE. UU. suministró el 60 % de las importaciones de GNL de la UE (5,36 millones de toneladas). Reuters también señaló que alrededor del 19 % del GNL de la UE en enero aún provenía de Rusia, lo que explica en parte la importancia del período de transición y los detalles de cumplimiento.
La mayoría de los productos minoristas de XNGUSD se basan en los precios de futuros de Henry Hub, el principal índice de referencia del gas natural en EE. UU. (un punto de referencia en Luisiana utilizado para el contrato de gas NYMEX), en lugar de los precios diarios al contado. Si bien la dirección del precio generalmente se alinea con el tiempo, el momento y la magnitud pueden variar, especialmente cerca del vencimiento del contrato y los períodos de renovación mensual.
A finales de enero, los precios spot del Henry Hub se dispararon. Los datos de la EIA muestran que el Henry Hub alcanzó los 30,72 $/MMBtu el 23 de enero, antes de caer drásticamente a 3,25 $/MMBtu el 9 de febrero.
El Panorama Energético a Corto Plazo de febrero de la EIA también captó la "forma" de los futuros de dicho shock. El contrato de febrero cerró en 7,46 dólares el 28 de enero, mientras que el de marzo cerró en 3,73 dólares, la mayor diferencia entre el mes próximo y el mes entrante desde al menos 2014. Este diferencial es una señal clásica de estrés climático. El mercado consideró la escasez como algo agudo, no permanente.
Europa no tiene un precio basado en el Henry Hub, pero el clima en EE. UU. aún puede ser importante, ya que determina la cantidad de GNL que EE. UU. puede exportar y su costo de oportunidad. Cuando los flujos de exportación son estables, Europa obtiene una mayor oferta marginal. Cuando el clima en EE. UU. interrumpe la producción o las operaciones de GNL, Europa tiene que competir más duro por los cargamentos, lo que puede elevar los precios de entrega y aumentar la volatilidad.
Este impacto ya es evidente. Reuters informó que una helada invernal a finales de enero redujo la producción de GNL exportado por EE. UU., lo que impulsó a Europa a aumentar su consumo de GNL estadounidense durante ese período.
El clima sigue siendo el principal factor determinante a corto plazo.
El aumento repentino de precios en enero y la reversión de febrero demostraron la rapidez con la que el clima estadounidense puede eclipsar los acontecimientos geopolíticos más lentos. Un período templado puede restablecer los flujos de gas de alimentación y bajar los precios, incluso si las reservas de Europa siguen siendo bajas y persiste el desafío de la recarga. Otra helada podría revertir estas ganancias rápidamente, especialmente si Europa entra en la primavera con inventarios bajos.
Caso base: rigidez gestionada durante el verano
La estrechez controlada significa que no hay una reducción forzada de la demanda ni ofertas de pánico por las cargas, pero se requiere un esfuerzo de recarga de verano más intensivo.
Europa termina el invierno con niveles bajos y luego se va recargando gradualmente durante el verano.
Los flujos de GNL de EE. UU. siguen siendo fuertes y las interrupciones del transporte marítimo siguen contenidas.
XNGUSD sigue siendo volátil pero tiende a volver a la media, y el clima continúa impulsando los movimientos de precios más significativos.
Factor desencadenante: clima templado en EE. UU., ritmo de recarga estable durante el verano y ninguna interrupción significativa en puntos de estrangulamiento.
Invalidación: una congelación importante de la Costa del Golfo o una interrupción importante de las instalaciones de exportación que dure lo suficiente como para reducir materialmente las extracciones de GNL.
Un shock de recarga ocurre cuando Europa no puede reconstruir el almacenamiento con la suficiente rapidez y comienza a competir más agresivamente con Asia por cargas flexibles.
Una ola de frío al final de la temporada o una interrupción importante en una terminal de GNL se produce durante la ventana de recarga.
Los retrasos en los envíos prolongan los viajes y reducen la capacidad de entrega efectiva.
El mercado comienza a descontar el riesgo de escasez invernal antes, lo que aumenta la volatilidad en el gas europeo y los productos vinculados a Henry Hub.
Factor desencadenante: congelaciones sostenidas o cortes terminales durante la primavera, con un progreso de recarga más lento desde un punto de partida bajo.
Invalidación: una producción estadounidense superior a la media y una suave atracción asiática que redirige los cargamentos hacia Europa.
La demanda blanda significa que el almacenamiento se puede recargar sin una restricción prolongada de precios, incluso desde un punto de partida bajo.
La demanda europea es lo suficientemente débil como para que la recarga pueda avanzar sin pánico.
El crecimiento del suministro mundial de GNL mejora la liquidez.
Los precios de Henry Hub tienden a bajar, excepto durante picos provocados por el clima.
El detonante: una demanda industrial más débil y menos períodos de frío prolongados.
Invalidación: una ola de frío en Estados Unidos o Europa, o una interrupción del transporte marítimo que alargue considerablemente los viajes de exportadores clave.
Monitorear los niveles de almacenamiento de fin de invierno y la trayectoria de marzo , ya que estos determinan la carga de recarga de verano y la sensibilidad a la volatilidad.
Realizar un seguimiento mensual del abastecimiento de GNL de la UE , en particular si la participación de EE. UU. se mantiene cerca del 60 % o aumenta.
Observe la forma de la curva de Henry Hub (del mes próximo versus el mes próximo) , ya que los diferenciales amplios a menudo indican una restricción monetaria impulsada por el clima y una mayor volatilidad.
Monitorear señales de envío tales como desvíos, picos de carga y riesgos de escalada alrededor de puntos críticos, ya que estos contribuyen al riesgo de llegada.
Claridad regulatoria sobre la exposición al GNL ruso , porque la incertidumbre puede cambiar el comportamiento y el suministro efectivo, no solo la fecha final legal.
La salida de Europa del gas ruso ya es legalmente vinculante, pero se produce con un bajo nivel de almacenamiento invernal y una mayor dependencia del GNL. Esto hace que Europa sea más sensible a las condiciones del transporte marítimo en la Cuenca Atlántica y a las perturbaciones climáticas en EE. UU. que antes del abandono del gasoducto ruso. El pico de Henry Hub a finales de enero y la rápida reversión de febrero demostraron la rapidez con la que el clima puede influir en el mercado, incluso mientras continúa la transición estructural.
Para los traders de XNGUSD, la conclusión clave es que EE. UU. sigue siendo el principal impulsor. Los niveles de almacenamiento de Europa, la logística de GNL y los riesgos de interrupción del transporte marítimo pueden amplificar los movimientos del mercado, especialmente si el invierno termina con un bajo nivel de almacenamiento y la recarga de verano se vuelve urgente.
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